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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。”
随“风”摇摆的储能
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？
价格疏导的关卡
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。”