在中国，产业政策左右着行业的兴衰已经是颠扑不破的真理了。同属能源行业的光伏、风电在过去十几年的时间里，也经历了产业政策主导下的周期性。但储能与光伏、风电相比，却有着根本性的不同。储能没有成熟、稳定的商业模式。

光伏、风电虽然严重依赖补贴，但其盈利模式却从一开始就十分明确：利润=上网电价（含补贴）—成本。随着技术进步和产业规模的扩大，风光可以让自己的成本不断下降，只要成本低于去掉补贴的电价，就能实现自我造血。

“储能的价值主要是调峰、调频等，为电网的安全稳定运行提供服务。但我们国家现在基本没有辅助服务市场，更不要说有辅助服务的价格了。所以储能现在就是有价值、没价格，”上述业内人士说，“收入都算不清楚，谁知道成本降低到什么时候是个头呢？”

新兴产业的发展绝对离不开资本的支持。但看不到未来收益希望，逐利的资本也没理由做亏本的买卖。“客观地说，目前市场对储能的投资还是有热情的。”彭宽宽说，“但储能项目并不算优质投资也是事实。现在项目收益来源太单一，而且政策的变化太快、太剧烈。”

储能的不确定性在各地可再生能源配置储能政策中也暴露无遗。“我们相信地方政府出台相关政策的出发点是好的。但没有了相关细则对储能的技术标准进行限定、或者给出盈利模式，最终的结果只能是像现在这样让储能成为可再生能源项目成本的一部分。”

谈及政策上的支持，储能企业更多地希望立足于自身定位，而不满足于单纯的价格。“价格或者说补贴并不能算是现在行业的核心痛点，我们更希望能从国家层面给储能一个明确的规划或者市场定位。”尚德华告诉《能源》杂志记者。

从电网侧储能到电源侧储能、用户侧储能，再到现在的风光水火储一体化和源网荷储一体化，储能地位看起来上升了。但一旦谈到成本、付费，储能似乎又变成了一种负担。在储能企业看来，原因还是在于储能在电力系统中的定位不清晰，导致成本无法疏导。

那么，到底谁应该为储能买单呢？

在回答这个问题之前，我们先看一则新闻。根据美国储能协会（ESA）和伍德麦肯锡咨询公司联合发布的报告，美国储能市场在2020年第三季度装机476MW/764MWH，比之前的单季度装机记录——也就是2020年的第二季度——增长了240%。

从下图我们可以明显地看到，进入2019年之后，美国的电化学储能装机增长速度明显有了大幅度的提高。而在此之前的装机高峰则出现在2016年。

这两个时间点有什么特殊的意义么？

2015年10月，加州的一个天然气地下储气库发生泄露。为了避免天然气短缺引发电力供应问题，加州紧急建设了一批电储能项目，用作调峰。这不仅是2016年装机小高峰出现的背景，更成为美国储能市场大发展的一次机遇。

而到了2018年的2月，美国联邦能源管理委员会(FERC)发布了第841号命令，要求各个电力市场要允许储能参与容量市场、电能量市场和辅助服务市场。而且储能项目可以参与批发市场，以节点电价结算充放电费用。在此之前，储能只能以零售价格结算充电费用。

在辅助服务市场里，或者说调频市场里，电化学储能有着天然的优势（广东的事实验证了这一点）。所以即便没有FERC的841号令，美国的电力市场也欢迎储能参与调频市场。841号令的最大价值在于肯定了储能在电能量市场里既可以作为卖家、也可以作为买家。

不要小看这一点点的地位确认，这实际上是储能盈利模式的核心之一。储能总是被宣传为可以在电价低的时候储蓄电能量，电价高的时候放电，也即削峰填谷。但是如果储能被定位在零售侧，只能以零售电价充放电，那么其套利空间就大大缩小了。“因为用户侧的零售电价是售电公司套利之后的低风险曲线。简单地说就是峰谷价差已经被缩小了一轮，那么储能的套利空间就减少了。”

从美国市场的经验来看，储能爆发增长的条件有：明确的市场定位+成熟的电力市场。那么谁来为储能买单的答案也很明显了。在电能量市场中，储能项目本身具备盈利能力。而在辅助服务市场中，是发电与负荷（也即用户）为储能提供的服务买单。

在2015年的电改9号文中，对于辅助服务是这样规定的：“建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量，按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的服务分担共享机制。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的服务权利与义务，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。”

许多业内人士坦言，在中国现行的电力系统中，储能的加入是为电网提供了系统平衡的服务，同时由用户享受了辅助服务成果，电网和用户是天然的受益方。但是储能不计入输配电价，再加上用户侧涨价的不现实，导致现在储能的成本疏导出了问题。

随着电力市场化改革的加速进行，作为重要组成部分的辅助服务市场建设被视为储能市场定位及盈利颇具的关键。但在广东省辅助服务市场的尝试中，调频费用最后只是在发电侧之间零和，并没有传导到用户。“没有把辅助服务的费用传导到用户侧，才会出现电厂都装了电化学储能就大家都不赚钱的尴尬局面。”白彦说。

在很多业内专家看来，在成熟的电力市场中，辅助服务价格疏导至用户侧并不代表用电成本的提高，应综合考虑电量电价、容量电价和辅助服务价格的综合。目前来看，未来辅助服务市场最大的问题可能来自于市场成员地位之间的不平等。

12月12日，国网湖南综合能源公司湖南郴州、永州、娄底、邵阳四地新能源配套储能工程项目储能电池等核心设备租赁中标公示。南都电源、湖南三迅、华自科技联合体，上海电气，智光储能，许继电气分别获得中标四个项目，中标总额3532.89万元。

湖南的可再生能源配套储能项目，逐渐演变成为电网综合能源公司租赁储能企业设备，电源项目业主买单大头、电网综合能源公司买单小头的商业模式。

“如果是用来替代输变电投资节省成本，电网投资储能值得鼓励。如果电网的储能项目参与辅助服务市场，即是运动员又是裁判员，那就不合适了。”上述业内人士说。

一次意外事故成为美国储能市场崛起的敲门砖，中国的储能企业还在等风来。“市场定位更明确一些、电改更进步一些、哪怕是电网对储能的开放程度更大一些，都有可能成为储能进一步发展的机遇，”尚德华说，“现在只是万里长征的第一步，我们始终坚信未来是光明的。”

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