在中國，產業政策左右著行業的興衰已經是顛撲不破的真理了。同屬能源行業的光伏、風電在過去十幾年的時間里，也經歷了產業政策主導下的周期性。但儲能與光伏、風電相比，卻有著根本性的不同。儲能沒有成熟、穩定的商業模式。

光伏、風電雖然嚴重依賴補貼，但其盈利模式卻從一開始就十分明確：利潤=上網電價（含補貼）—成本。隨著技術進步和產業規模的擴大，風光可以讓自己的成本不斷下降，只要成本低于去掉補貼的電價，就能實現自我造血。

“儲能的價值主要是調峰、調頻等，為電網的安全穩定運行提供服務。但我們國家現在基本沒有輔助服務市場，更不要說有輔助服務的價格了。所以儲能現在就是有價值、沒價格，”上述業內人士說，“收入都算不清楚，誰知道成本降低到什么時候是個頭呢？”

新興產業的發展絕對離不開資本的支持。但看不到未來收益希望，逐利的資本也沒理由做虧本的買賣。“客觀地說，目前市場對儲能的投資還是有熱情的。”彭寬寬說，“但儲能項目并不算優質投資也是事實。現在項目收益來源太單一，而且政策的變化太快、太劇烈。”

儲能的不確定性在各地可再生能源配置儲能政策中也暴露無遺。“我們相信地方政府出臺相關政策的出發點是好的。但沒有了相關細則對儲能的技術標準進行限定、或者給出盈利模式，最終的結果只能是像現在這樣讓儲能成為可再生能源項目成本的一部分。”

談及政策上的支持，儲能企業更多地希望立足于自身定位，而不滿足于單純的價格。“價格或者說補貼并不能算是現在行業的核心痛點，我們更希望能從國家層面給儲能一個明確的規劃或者市場定位。”尚德華告訴《能源》雜志記者。

從電網側儲能到電源側儲能、用戶側儲能，再到現在的風光水火儲一體化和源網荷儲一體化，儲能地位看起來上升了。但一旦談到成本、付費，儲能似乎又變成了一種負擔。在儲能企業看來，原因還是在于儲能在電力系統中的定位不清晰，導致成本無法疏導。

那么，到底誰應該為儲能買單呢？

在回答這個問題之前，我們先看一則新聞。根據美國儲能協會（ESA）和伍德麥肯錫咨詢公司聯合發布的報告，美國儲能市場在2020年第三季度裝機476MW/764MWH，比之前的單季度裝機記錄——也就是2020年的第二季度——增長了240%。

從下圖我們可以明顯地看到，進入2019年之后，美國的電化學儲能裝機增長速度明顯有了大幅度的提高。而在此之前的裝機高峰則出現在2016年。

這兩個時間點有什么特殊的意義么？

2015年10月，加州的一個天然氣地下儲氣庫發生泄露。為了避免天然氣短缺引發電力供應問題，加州緊急建設了一批電儲能項目，用作調峰。這不僅是2016年裝機小高峰出現的背景，更成為美國儲能市場大發展的一次機遇。

而到了2018年的2月，美國聯邦能源管理委員會(FERC)發布了第841號命令，要求各個電力市場要允許儲能參與容量市場、電能量市場和輔助服務市場。而且儲能項目可以參與批發市場，以節點電價結算充放電費用。在此之前，儲能只能以零售價格結算充電費用。

在輔助服務市場里，或者說調頻市場里，電化學儲能有著天然的優勢（廣東的事實驗證了這一點）。所以即便沒有FERC的841號令，美國的電力市場也歡迎儲能參與調頻市場。841號令的最大價值在于肯定了儲能在電能量市場里既可以作為賣家、也可以作為買家。

不要小看這一點點的地位確認，這實際上是儲能盈利模式的核心之一。儲能總是被宣傳為可以在電價低的時候儲蓄電能量，電價高的時候放電，也即削峰填谷。但是如果儲能被定位在零售側，只能以零售電價充放電，那么其套利空間就大大縮小了。“因為用戶側的零售電價是售電公司套利之后的低風險曲線。簡單地說就是峰谷價差已經被縮小了一輪，那么儲能的套利空間就減少了。”

從美國市場的經驗來看，儲能爆發增長的條件有：明確的市場定位+成熟的電力市場。那么誰來為儲能買單的答案也很明顯了。在電能量市場中，儲能項目本身具備盈利能力。而在輔助服務市場中，是發電與負荷（也即用戶）為儲能提供的服務買單。

在2015年的電改9號文中，對于輔助服務是這樣規定的：“建立輔助服務分擔共享新機制。適應電網調峰、調頻、調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務新要求，完善并網發電企業輔助服務考核新機制和補償機制。根據電網可靠性和服務質量，按照誰受益、誰承擔的原則，建立用戶參與的服務分擔共享機制。用戶可以結合自身負荷特性，自愿選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、可中斷負荷協議等合同，約定各自的服務權利與義務，承擔必要的輔助服務費用，或按照貢獻獲得相應的經濟補償。”

許多業內人士坦言，在中國現行的電力系統中，儲能的加入是為電網提供了系統平衡的服務，同時由用戶享受了輔助服務成果，電網和用戶是天然的受益方。但是儲能不計入輸配電價，再加上用戶側漲價的不現實，導致現在儲能的成本疏導出了問題。

隨著電力市場化改革的加速進行，作為重要組成部分的輔助服務市場建設被視為儲能市場定位及盈利頗具的關鍵。但在廣東省輔助服務市場的嘗試中，調頻費用最后只是在發電側之間零和，并沒有傳導到用戶。“沒有把輔助服務的費用傳導到用戶側，才會出現電廠都裝了電化學儲能就大家都不賺錢的尷尬局面。”白彥說。

在很多業內專家看來，在成熟的電力市場中，輔助服務價格疏導至用戶側并不代表用電成本的提高，應綜合考慮電量電價、容量電價和輔助服務價格的綜合。目前來看，未來輔助服務市場最大的問題可能來自于市場成員地位之間的不平等。

12月12日，國網湖南綜合能源公司湖南郴州、永州、婁底、邵陽四地新能源配套儲能工程項目儲能電池等核心設備租賃中標公示。南都電源、湖南三迅、華自科技聯合體，上海電氣，智光儲能，許繼電氣分別獲得中標四個項目，中標總額3532.89萬元。

湖南的可再生能源配套儲能項目，逐漸演變成為電網綜合能源公司租賃儲能企業設備，電源項目業主買單大頭、電網綜合能源公司買單小頭的商業模式。

“如果是用來替代輸變電投資節省成本，電網投資儲能值得鼓勵。如果電網的儲能項目參與輔助服務市場，即是運動員又是裁判員，那就不合適了。”上述業內人士說。

一次意外事故成為美國儲能市場崛起的敲門磚，中國的儲能企業還在等風來。“市場定位更明確一些、電改更進步一些、哪怕是電網對儲能的開放程度更大一些，都有可能成為儲能進一步發展的機遇，”尚德華說，“現在只是萬里長征的第一步，我們始終堅信未來是光明的。”

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