储能身份困局
无论在电网侧、电源侧还是用户侧，随政策而动的储能行业，亟需一个明确的身份认定。从9月22日开始，中国的能源行业开始进入“碳中和热潮期”。习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上“2030年碳排放达峰、2060年实现碳中和”的承诺，让中国的可再生能源行业为之一振。紧接着在气候雄心峰会上，中国国家自主贡献新举措中，“2030年
无论在电网侧、电源侧还是用户侧，随政策而动的储能行业，亟需一个明确的身份认定。
从9月22日开始，中国的能源行业开始进入“碳中和热潮期”。习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上“2030年碳排放达峰、2060年实现碳中和”的承诺，让中国的可再生能源行业为之一振。紧接着在气候雄心峰会上，中国国家自主贡献新举措中，“2030年风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”将这股热潮推向了高潮。
除了风电、光伏，还有一个行业从中看到了自己未来无限的发展空间，这就是储能。
随着风、光在电力系统中的占比越来越高，电力系统在调峰、调频等方面所面临的挑战越来越严峻。廉价、环保、安全的储能技术几乎是未来能源转型、碳中和目标下的一个必然选择。
不过宏观层面利好给企业带来的好心情却被年末的另一个消息冲淡了些。11月16日，2020年青海光伏竞价项目对储能系统采购进行公示。在标段1（65MW/130MWH）的中标候选企业中，比亚迪以1.06元/wh的价格刷新了今年的投标单价新低。
“年初1月的时候，加上施工工程的成本，系统报价差不多在2.5元/wh以内。比亚迪的这个投标价格直接砍去了一半多，大家都非常吃惊。”一家储能企业负责人告诉《能源》杂志记者。
尽管这只是投标单价，从今年的经验来看，项目并非都是低价者中标。但比亚迪和它的1.06元/wh为今年储能市场惨烈的价格战划上了一个并不算圆满的句号。
过去两年多的时间里，储能产业经历了过山车般的跌宕起伏。2018年7月，国内规模最大的电池储能电站项目——江苏镇江电网储能电站工程并网投运，拉开了电网侧储能的热潮。2019年5月，发改委正式印发《输配电定价成本监审办法》，电储能设施未被纳入输配电价，电网侧储能瞬间降至冰点。
而2020年由于风电光伏都面临着平价时代前的最后抢装，加上多个省份出台“可再生能源项目强制配套储能”的政策，电源侧储能成为今年最大的市场。
而没有了新能源抢装的2021年，储能市场会走向何方？
没有人能够回答这个问题。因为无论储能有多么功能强大、必不可少，但都无法改变储能“有价值、无价格”的事实。无论在电网侧、电源侧还是用户侧，谁来为储能埋单的问题都难以回避。因此，储能亟需一个明确的身份认定。
价格战背后的问题
从年初的均价2.5元/wh到现在比亚迪报出1.06元/wh，2020年储能系统价格暴跌的最直接诱因，就是可再生能源配套储能政策叠加抢装潮。
2017年，青海省最先出台了相关政策。《青海省2017年度风电开发建设方案》中明确提出其当年规划的330万千瓦风电项目，要按照建设规模的10%配套建设储电装置。到了2019年，随着电网侧储能的沉寂，安徽、新疆等省区也开始出台相关政策要求可再生能源项目中必须配套一定比例的储能系统。进入2020年，出台可再生能源配套储能系统政策的省区多达十几个。
可再生能源项目需要赶在2021年全面平价时代来临之前抢装并网，毫无疑问为储能价格战添加了一把助燃剂。
那么这场价格战的真实情况又是如何呢？
“1.06元/wh的价格确实让大家很震惊。但是我们还是更倾向于这属于比较孤例的行为，并不代表整个行业价格趋势已经无限接近的1元了。”上述业内人士对《能源》杂志记者说。
根据《能源》杂志记者走访了解，2020年储能市场上的低报价大多通过三种形式来实现：1.电池企业主动降低成本或者消纳库存压力；2.不生产电芯的系统集成商选择低价的供应商；3.亏本抢项目。
“现在储能市场还是大浪淘沙的过程，而且市场空间很大。亏本低价去抢客户也不可能覆盖整个市场。”万克能源科技有限公司华东区域总经理彭宽宽告诉《能源》杂志记者。
如果说纯粹的亏本低价抢项目对企业来说不足畏惧，那么其他两个低报价的实现形式则可能对行业产生较大的负面影响。
在傲普能源科技集团总经理尚德华看来，储能系统的安全稳定是至关重要的。“东拼西凑的采购设备，不考虑集成的效果，也许价格低了，但安全性可能就没有什么保障。”
即便是占据了储能系统成本大头的电芯企业主动降价，也并不意味着就毫无问题。“同一个品牌的动力电池、储能电池和移动基站电池，使用场景不同，所以性能、价格也完全不同，”阳光电源储能事业部副总经理陈志说，“也许都是磷酸铁锂电池，但如果你把移动基站的电池拿到储能项目里，那电池的效率和寿命是完全不一样的。”
但是可再生能源项目的业主有时候并不了解其中的区别，甚至不需要有区别。因为在各省的可再生能源项目配套储能政策中，并没有规定储能项目的技术细节，也没有储能盈利的具体模式。“对于业主来说，储能只是项目的固定成本而已。成本自然是越低越好。”
无论是在哪个行业，降低成本的核心途径只有两个：技术进步和规模增长。显然，2020年储能的低价并不符合这两个要素。正如前文所述，不合理的降价也许可以给行业带来短暂的繁荣，但同时也会对行业带来消极的影响。
好在随着抢装潮的落幕，储能的价格战也告一段落。但电源侧储能的故事，并不会因此而完结。
“外挂”的命运
2020年7月9日，广东电网电力调度控制中心发布了“关于征求《广东调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》意见的函”。文件对2018年国家能源局南方监管局印发的《广东调频辅助服务市场交易规则（试行）》进行了修订。
内容虽然修改不多，但对调频市场产生了重大影响。总结来看，主要有以下几点：1.调频里程申报价格由固定值修改为每半年评估一次，若80%以上机组以下限报价，则上、下限小幅降低0.5元/MW，保留了随时降价的可能；2.调频里程补偿计算规则修改，综合调频性能越高的机组，补偿降幅越大；3.广东现货电力市场启动前中标单元的AGC调频容量不进行补偿，启动后按现货规则计算容量补偿。
2018年，广东省的调频辅助服务市场规则首次允许容量为2MW/0.5小时及以上的电化学储能电站作为第三方提供调频辅助服务。因此广东也成为储能参与辅助服务市场的试验田。
根据广东调频辅助服务市场原有的交易规则，调频里程申报价格上下限规定为15元/MW、6元/MW。而调频补偿收益主要取决于综合调频性能，即调节速率、响应时间、调节精度三个方面的综合表现。
“电化学储能在性能上非常适合调频规则。所以安装了储能的电厂就相当于有了外挂。早点上储能，就能早点赚钱。赚的还不算少。”在广东参与了调频市场交易的白彦（化名）告诉《能源》杂志记者。
由于广东省调频辅助服务补偿量大，且一直呈上升趋势，火电厂便开始争先恐后的上马储能项目，这却产生了新的问题。
按照市场规则，优质调频资源可以用最低限价报价方式获得优先调用的权利，但出清价格却可以按照中标机组中的最高价机组决定。这也是火电厂用电化学储能当“外挂”的盈利之道。
“但是当大家都有外挂的时候，好的调频资源供过于求，中标机组都是电化学储能联合调频机组。最后的出清价格接近大家的低报价，储能的高收益也就不存在了，”白彦说，“这是一个市场自我调节的过程。不过现在新政策出台，直接就打击了调频储能投资的热情。”
在其他情况不变的条件下，综合调频性能为3的机组，2021年里程补偿额降幅将达42%，第二年降幅为52%。在此前广东调频辅助服务市场的热潮中，很多电化学储能电站与电厂签订了高比例的分成合同。“在效益好、投资回报周期短的时候，这么干没问题。但现在没那么多收益了，有些项目甚至可能会违约。”
作者：武魏楠 来源：能源杂志 责任编辑：jianping
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