一份流傳于國網(wǎng)公司內(nèi)部的文件，將電網(wǎng)側(cè)儲能的路徹底“堵死”了。近日，在國家電網(wǎng)公司內(nèi)部發(fā)布的《關(guān)于進一步嚴格控制電網(wǎng)投資的通知》中規(guī)定：不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網(wǎng)側(cè)電化學儲能設施建設。

這是繼在今年上半年工作會上首次明確暫緩電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模儲能建設以來，國家電網(wǎng)公司再次以文件形式正式“叫停”電網(wǎng)側(cè)儲能。這意味著，曾在2018年呈現(xiàn)爆發(fā)式增長，以206.8MW的新增投運規(guī)模占據(jù)各類儲能應用之首的電網(wǎng)側(cè)儲能，徹底陷入“僵局”。

而隨著國家電網(wǎng)公司的“急剎車”，各大企業(yè)的儲能業(yè)務也隨之進入“寒冬”。從能見調(diào)研的情況看，今年儲能企業(yè)業(yè)績普遍大幅下滑，部分企業(yè)業(yè)績甚至出現(xiàn)斷崖式下跌。那么，曾被寄予厚望的電網(wǎng)側(cè)儲能，為何會陷入僵局?儲能產(chǎn)業(yè)的未來將何去何從?

電網(wǎng)側(cè)儲能僵局

電網(wǎng)側(cè)儲能之所以會急轉(zhuǎn)直下，還得從今年4月的輸配電價核定談起。

2019年4月，發(fā)改委一份《輸配電定價成本監(jiān)審辦法(修訂征求意見稿)》在儲能行業(yè)掀起了一陣小風暴：抽水蓄能電站與電儲能設施被列入與電網(wǎng)企業(yè)輸配電業(yè)務無關(guān)的費用而被排除在電網(wǎng)輸配電管理之外。

在經(jīng)過一個月的熱議后，國家發(fā)改委于5月底正式印發(fā)《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確電儲能設施不得計入輸配電價，這意味著輸配電價還不能成為儲能尤其是電網(wǎng)側(cè)儲能新的可行商業(yè)模式。

眾所周知，之前電網(wǎng)側(cè)儲能所采用的是租賃模式，即業(yè)主建立儲能電站后，通過容量或電量租賃，由電網(wǎng)公司支付租賃費用。租賃期限則不等，租賃期限結(jié)束后，再由業(yè)主將資產(chǎn)移交給電網(wǎng)公司。(目前，電網(wǎng)側(cè)儲能的業(yè)主單位基本都是國網(wǎng)直屬或各省網(wǎng)公司下轄單位)

這一模式的關(guān)鍵，是電網(wǎng)公司承擔了兜底的作用。正因如此，電網(wǎng)內(nèi)部希望將儲能資產(chǎn)歸入輸配資產(chǎn)，通過重新厘定輸配電價來疏導投資收益。

而隨著國家否定了儲能計入輸配電價和租賃制，對于電網(wǎng)公司而言，之前的租賃模式等于犧牲自己的利益來大規(guī)模投資電站，這顯然影響電網(wǎng)的積極性。

但另一種觀點認為，電化學儲能不計入輸配電定價成本對我國儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展是一大利好。這樣的政策設計可以避免電網(wǎng)企業(yè)在儲能發(fā)展過程中既是運動員，又是裁判員，有利于儲能價格機制透明化，倒逼形成充分競爭化的市場。

清華大學電機系教授夏清則表示，“在當前儲能降本難度大、產(chǎn)業(yè)成長不甚成熟、盈利模式仍不清晰的階段，直接將儲能排除在輸配電管理之外，就好像把嬰兒和洗澡水一起倒掉一樣，未免失之武斷。”

此外，儲能成本的居高不下也是掣肘電網(wǎng)側(cè)儲能規(guī)?；l(fā)展的瓶頸。資料顯示，儲能系統(tǒng)成本從去年十月到現(xiàn)在基本沒有下降，反而隨著安全性手段的提高，成本略有上漲。

全面“尷尬”的儲能產(chǎn)業(yè)

實際上，除了電網(wǎng)側(cè)，儲能在各個應用領(lǐng)域都不太樂觀。“調(diào)頻市場萎縮，用戶側(cè)起不來，新能源配套跟不上”一位資深業(yè)內(nèi)人士總結(jié)道。

在輔助服務調(diào)頻側(cè)，市場容量已接近飽和。以廣東火電AGC儲能調(diào)頻為例，根據(jù)多方資料初步統(tǒng)計，截至2019年4月，廣東區(qū)域該類項目至少達到13個。從投資的角度看，若這些項目今年全部投運，廣東AGC儲能調(diào)頻市場將接近飽和。

多位業(yè)內(nèi)人士向能見透露，“廣東AGC儲能調(diào)頻市場因為‘空間有限、窗口短暫’的時空逼仄特點，給決策者靜觀待變的緩沖期并不多”。

在用戶側(cè)，連續(xù)兩輪一般工商業(yè)電價大幅下降20%，導致峰谷價差套利空間進一步縮小，儲能的商業(yè)機會同樣難尋。同樣以廣東地區(qū)為例，居民生活電價可自愿選擇執(zhí)行峰谷電價或階梯電價，但受限于生活用電小，用電習慣彈性小等因素制約，居民戶用儲能不具備大規(guī)模推廣條件。

對商業(yè)綜合體、CBD、大型酒店等商業(yè)用戶而言，珠三角地區(qū)除深圳外均執(zhí)行固定的商業(yè)綜合電價，該政策下不存在峰谷價差，儲能峰谷價差套利的基本模式并不存在。

有觀點認為儲能與光伏等新能源相配合，既能平滑系統(tǒng)出力曲線也能提高能源利用效率，其毫秒級的響應速度、近乎完美的輸出波形等優(yōu)勢對用戶具有較高吸引力，因此，儲能+新能源的組合成為被業(yè)內(nèi)普遍看好的一個重要的發(fā)展方向。

然而，在“新能源+儲能”方面，卻并不如期許的那樣美好，根本原因還是“賬算不過來”。以備受業(yè)內(nèi)關(guān)注的新疆光儲示范項目為例，根據(jù)新疆光儲政策，是給儲能項目所在光伏電站每年增加100小時優(yōu)先發(fā)電電量，持續(xù)五年。

但圍繞100小時優(yōu)先發(fā)電電量，卻有兩種不同的理解。一種解讀是，直接給光伏電站增加100小時發(fā)電量，那么100MW的光伏電站收入每年會多300萬-500萬元;另一種是，在原有保障收購小時的基礎(chǔ)上，增加100小時。即由交易電量轉(zhuǎn)為保障電量，如原本600小時，變?yōu)?00小時保障量，其余依然為交易電量。這樣這100小時發(fā)電量大概每度電會多出幾分到一兩毛的收益，算下來，100MW的光伏電站，每年的收益會增加幾十萬元不等。

顯然，同樣的100小時，兩種方案導致的收益差距甚大。現(xiàn)在的局面，很可能是按第二種走，收入會有所增加，但力度只能說聊勝于無。

如今，國家電網(wǎng)公司正式發(fā)文“叫停”了電網(wǎng)側(cè)儲能建設，而儲能其他應用領(lǐng)域也都呈現(xiàn)出諸多弊端，正在經(jīng)歷“至暗時刻”的儲能產(chǎn)業(yè)未來將何去何從?有沒有更有價值的應用模式取而代之?這些都是亟待破解的難題。