從9月22日開始，中國的能源行業開始進入“碳中和熱潮期”。習近平總書記在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上“2030年碳排放達峰、2060年實現碳中和”的承諾，讓中國的可再生能源行業為之一振。緊接著在氣候雄心峰會上，中國國家自主貢獻新舉措中，“2030年風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上”將這股熱潮推向了高潮。

除了風電、光伏，還有一個行業從中看到了自己未來無限的發展空間，這就是儲能。

隨著風、光在電力系統中的占比越來越高，電力系統在調峰、調頻等方面所面臨的挑戰越來越嚴峻。廉價、環保、安全的儲能技術幾乎是未來能源轉型、碳中和目標下的一個必然選擇。

不過宏觀層面利好給企業帶來的好心情卻被年末的另一個消息沖淡了些。11月16日，2020年青海光伏競價項目對儲能系統采購進行公示。在標段1（65MW/130MWH）的中標候選企業中，比亞迪以1.06元/wh的價格刷新了今年的投標單價新低。

“年初1月的時候，加上施工工程的成本，系統報價差不多在2.5元/wh以內。比亞迪的這個投標價格直接砍去了一半多，大家都非常吃驚。”一家儲能企業負責人告訴《能源》雜志記者。

盡管這只是投標單價，從今年的經驗來看，項目并非都是低價者中標。但比亞迪和它的1.06元/wh為今年儲能市場慘烈的價格戰劃上了一個并不算圓滿的句號。

過去兩年多的時間里，儲能產業經歷了過山車般的跌宕起伏。2018年7月，國內規模最大的電池儲能電站項目——江蘇鎮江電網儲能電站工程并網投運，拉開了電網側儲能的熱潮。2019年5月，發改委正式印發《輸配電定價成本監審辦法》，電儲能設施未被納入輸配電價，電網側儲能瞬間降至冰點。

而2020年由于風電光伏都面臨著平價時代前的最后搶裝，加上多個省份出臺“可再生能源項目強制配套儲能”的政策，電源側儲能成為今年最大的市場。

而沒有了新能源搶裝的2021年，儲能市場會走向何方？

沒有人能夠回答這個問題。因為無論儲能有多么功能強大、必不可少，但都無法改變儲能“有價值、無價格”的事實。無論在電網側、電源側還是用戶側，誰來為儲能埋單的問題都難以回避。因此，儲能亟需一個明確的身份認定。

從年初的均價2.5元/wh到現在比亞迪報出1.06元/wh，2020年儲能系統價格暴跌的最直接誘因，就是可再生能源配套儲能政策疊加搶裝潮。

2017年，青海省最先出臺了相關政策。《青海省2017年度風電開發建設方案》中明確提出其當年規劃的330萬千瓦風電項目，要按照建設規模的10%配套建設儲電裝置。到了2019年，隨著電網側儲能的沉寂，安徽、新疆等省區也開始出臺相關政策要求可再生能源項目中必須配套一定比例的儲能系統。進入2020年，出臺可再生能源配套儲能系統政策的省區多達十幾個。

可再生能源項目需要趕在2021年全面平價時代來臨之前搶裝并網，毫無疑問為儲能價格戰添加了一把助燃劑。

那么這場價格戰的真實情況又是如何呢？

“1.06元/wh的價格確實讓大家很震驚。但是我們還是更傾向于這屬于比較孤例的行為，并不代表整個行業價格趨勢已經無限接近的1元了。”上述業內人士對《能源》雜志記者說。

根據《能源》雜志記者走訪了解，2020年儲能市場上的低報價大多通過三種形式來實現：1.電池企業主動降低成本或者消納庫存壓力；2.不生產電芯的系統集成商選擇低價的供應商；3.虧本搶項目。

“現在儲能市場還是大浪淘沙的過程，而且市場空間很大。虧本低價去搶客戶也不可能覆蓋整個市場。”萬克能源科技有限公司華東區域總經理彭寬寬告訴《能源》雜志記者。

如果說純粹的虧本低價搶項目對企業來說不足畏懼，那么其他兩個低報價的實現形式則可能對行業產生較大的負面影響。

在傲普能源科技集團總經理尚德華看來，儲能系統的安全穩定是至關重要的。“東拼西湊的采購設備，不考慮集成的效果，也許價格低了，但安全性可能就沒有什么保障。”

即便是占據了儲能系統成本大頭的電芯企業主動降價，也并不意味著就毫無問題。“同一個品牌的動力電池、儲能電池和移動基站電池，使用場景不同，所以性能、價格也完全不同，”陽光電源儲能事業部副總經理陳志說，“也許都是磷酸鐵鋰電池，但如果你把移動基站的電池拿到儲能項目里，那電池的效率和壽命是完全不一樣的。”

但是可再生能源項目的業主有時候并不了解其中的區別，甚至不需要有區別。因為在各省的可再生能源項目配套儲能政策中，并沒有規定儲能項目的技術細節，也沒有儲能盈利的具體模式。“對于業主來說，儲能只是項目的固定成本而已。成本自然是越低越好。”

無論是在哪個行業，降低成本的核心途徑只有兩個：技術進步和規模增長。顯然，2020年儲能的低價并不符合這兩個要素。正如前文所述，不合理的降價也許可以給行業帶來短暫的繁榮，但同時也會對行業帶來消極的影響。

好在隨著搶裝潮的落幕，儲能的價格戰也告一段落。但電源側儲能的故事，并不會因此而完結。

2020年7月9日，廣東電網電力調度控制中心發布了“關于征求《廣東調頻輔助服務市場交易規則（征求意見稿）》意見的函”。文件對2018年國家能源局南方監管局印發的《廣東調頻輔助服務市場交易規則（試行）》進行了修訂。

內容雖然修改不多，但對調頻市場產生了重大影響。總結來看，主要有以下幾點：1.調頻里程申報價格由固定值修改為每半年評估一次，若80%以上機組以下限報價，則上、下限小幅降低0.5元/MW，保留了隨時降價的可能；2.調頻里程補償計算規則修改，綜合調頻性能越高的機組，補償降幅越大；3.廣東現貨電力市場啟動前中標單元的AGC調頻容量不進行補償，啟動后按現貨規則計算容量補償。

2018年，廣東省的調頻輔助服務市場規則首次允許容量為2MW/0.5小時及以上的電化學儲能電站作為第三方提供調頻輔助服務。因此廣東也成為儲能參與輔助服務市場的試驗田。

根據廣東調頻輔助服務市場原有的交易規則，調頻里程申報價格上下限規定為15元/MW、6元/MW。而調頻補償收益主要取決于綜合調頻性能，即調節速率、響應時間、調節精度三個方面的綜合表現。

“電化學儲能在性能上非常適合調頻規則。所以安裝了儲能的電廠就相當于有了外掛。早點上儲能，就能早點賺錢。賺的還不算少。”在廣東參與了調頻市場交易的白彥（化名）告訴《能源》雜志記者。

由于廣東省調頻輔助服務補償量大，且一直呈上升趨勢，火電廠便開始爭先恐后的上馬儲能項目，這卻產生了新的問題。

按照市場規則，優質調頻資源可以用最低限價報價方式獲得優先調用的權利，但出清價格卻可以按照中標機組中的最高價機組決定。這也是火電廠用電化學儲能當“外掛”的盈利之道。

“但是當大家都有外掛的時候，好的調頻資源供過于求，中標機組都是電化學儲能聯合調頻機組。最后的出清價格接近大家的低報價，儲能的高收益也就不存在了，”白彥說，“這是一個市場自我調節的過程。不過現在新政策出臺，直接就打擊了調頻儲能投資的熱情。”

在其他情況不變的條件下，綜合調頻性能為3的機組，2021年里程補償額降幅將達42%，第二年降幅為52%。在此前廣東調頻輔助服務市場的熱潮中，很多電化學儲能電站與電廠簽訂了高比例的分成合同。“在效益好、投資回報周期短的時候，這么干沒問題。但現在沒那么多收益了，有些項目甚至可能會違約。”

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