电网侧储能缺乏投资回收机制，　储能产业发展何去何从？

2017年9月，国家发改委等5部委联合印发了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，自此储能技术的发展可谓走上了快车道。两年多时间以来，储能技术的发展整体来说给大家的印象犹如过山车，一会让大家心潮澎湃，又一会让大家感到心灰意冷。从发展阶段来看，储能产业的发展一直处在由研发示范向商业化初期过渡的第一阶段原地打转，行业期望的实现商业化初期向规模化发展转变的第二阶段似乎让人可望而不可及。无论如何，经过两年多的摸索与实践，大家对储能产业的认识经历了从激情到理性的转变过程。

储能的价值得到广泛认可

《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》指出储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源的重要组成部分和关键支撑技术。

储能电站在提升电力系统灵活性，促进可再生能源消纳、保障电网安全稳定运行等方面发挥着不可替代的重要作用。储能作为一种能够改变电力时空特性的技术手段，将对电力系统产生深刻影响。

正是由于对储能技术的发展充满了信心，从国家到地方纷纷发布一系列支持储能技术发展的政策文件。国家能源局印发《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》，国家发展改革委印发《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》，山西省印发《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》，江苏、甘肃等省也均发布支持储能产业发展的政策文件。从国家及地方发布的支持储能电站的政策来看，储能电站发挥的作用已经得到行业的高度认可。

储能成长的烦恼普遍深有感受

尽管政策层面已经为储能技术发展营造了良好的发展环境，储能电站投资回报困难却是储能产业从商业化向规模化发展不容回避的一个现实问题。社会资本纵然有豪情壮志般的投资热情，在骨感的现实面前也只能望而却步。

一些地方为了鼓励社会资本踊跃参与储能电站投资建设，积极出台一些支持储能电站建议的政策措施。如新疆发布了《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知（征求意见稿）》，对于配置储能系统的光伏电站原则上增加100小时计划电量。《青海电力辅助服务运营规则（试行）》对储能电站在双边交易或者竞价交易后储能设施仍有剩余充电能力，在电网需要调峰资源的情况下调度机构可以按照电网调用储能调峰价格（暂定0.7元/千瓦时）调用储能设施参与青海电网调峰。这些措施在促进储能项目落地方面发挥了很好的尝试作用，但是这些政策一方面是否具有可操作性？另一方面能否切实保障项目合理的投资收益水平？可能还需要时间的检验。

电网侧储能缺乏投资回收机制

电网侧储能是储能系统一种重要的应用场景。毫无疑问，其对于提高电网设备利用率、支撑电网运行安全具有重要技术作用。

2019年2月，两大电网公司均印发了促进电化学储能发展的相关文件，给储能产业的发展带来了希望。两大电网公司积极参与储能电站建设，对储能产业起到的带动作用是可想而知的。整个2019年，电网侧储能项目频繁发标，市场一片欣欣向荣，因此不少人也把2019年称之为储能元年。

但是电网公司投资储能的合理性一直饱受争议。电网侧储能市场大规模爆发的希望并没有持续太久，情况就出现了反转。特别是后来国家发改委印发的《省级电网输配电价定价办法》（2020年版）明确将电储能设施当作与输配电业务无关的固定资产不得纳入可计提收益的固定资产范围。国网公司发布《国家电网有限公司关于进一步严格控制电网投资的通知》明确指出不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。行业一些人士认为储能发展遇到了“倒春寒”，电网侧储能彻底“凉了”。

客观分析储能电站的投资成本纳入输配电价的合理性，实际上不难得出结论。一个社会资本普遍认为尚不具备投资价值的产业必然不具备生存能力，把这种产业的投资收益寄希望于全民买单，着实是一种甩锅行为。储能产业的发展必须经受市场浪潮的洗礼才会变得强大起来。

储能产业发展何去何从？

不得不承认，储能规模化发展的时机短期内不会到来，尤其是电网侧调峰储能电站短期内无法在现有市场机制中获取应有的收益。在政策层面异常火热而项目投资层面极端冷静的现实状况下，储能产业无法通过市场进行资源配置。因此，需要政府和市场两架马车并驾齐驱，不能把储能发展的希望全部寄托于电力市场。

一方面，储能产业要想起步恐怕还需要政府能源主管部门“扶上马，送一程”，在前期已经形成的良好政策环境基础上，亟待各地政府拿出一部分“真金白银”来解决对储能电站的容量补偿，促使这个行业继续前行。这笔补偿费用要么通过省级电价资金池进行疏导，要么通过辅助服务市场进行分摊。当然，为了不至于过度增加政府的补贴负担，应合理控制储能示范项目建设规模，通过一个有限的规模去实现储能电站的技术示范、机制探索、政策引导等作用。

另一方面，从长远来看，随着现货市场的逐步完善，价格信号将发挥显著作用，尤其是电价的时间信号将得到凸显。储能等灵活性资源的市场价值将在现货市场中充分体现。但是这并不意味着现货市场运行后，储能电站立即会通过现货市场完全回收其所有投资。储能电站的价格机制到底在电能量市场和辅助服务市场两者之间如何衔接？是否需要通过容量市场充分反映调节电源的容量价值？这些都需要在建立现货市场的同时探索灵活性资源的市场机制。

总而言之，储能作为一种将深刻影响电力系统特性的技术，需要政府与市场两种力量的精心培育，必须也应该给予它一个应有的市场地位和成长空间。现阶段不妨结合电力体制改革要求，通过一些示范项目在实践中创新应用场景、探索价格机制、降低建设成本，厚积薄发，充分做好参与未来现货市场的准备。