今明兩年的儲能行業行動路線圖來了。
近日，國家發展改革委、科技部、工信部等聯合發佈《貫徹落實<關於促進儲能技術與產業發展的指導意見>2019-2020年行動計劃》，為下一階段推動儲能產業高質量發展做出明確部署。
2019年伊始，面對2018年電化學儲能新增裝機超吉瓦的數據，在電網企業發佈儲能發展規劃後，業界的熱情迅速被點燃，儲能市場一派春意，蓬勃發展勢頭盡顯。大好形勢下，業內樂觀預計今年新增量將超過1吉瓦，儲能電池價格將步入1.5元/瓦，度電成本可能接近0.5元，平價時代似乎正在到來。
5月24日，國家發展改革委和國家能源局聯合發佈《輸配電定價成本監審辦法》明確提出，“抽水蓄能電站、電儲能設施、電網所屬且已單獨核定上網電價的電廠的成本費用不得計入輸配電定價成本”。這似乎表明，在“誰受益、誰付費”的原則下，儲能產業已得到相關部門高度重視，未來的發展空間充滿想象，尤其是在近年來迅猛增長的電化學儲能領域。
從市場來看，全球儲能裝機容量仍以抽水蓄能為主，雖然電化學儲能還不到儲能裝機總容量的4%，但從2018年累計裝機量來看，全球增速126.4%、中國增速464.4%，以及近期超千億遠景過萬億的市場潛力，已經讓電池儲能迅速躥升為近期的焦點。
市場在快速成長。2018年，中國電化學儲能進入吉瓦時代。2019年也迎來風起雲湧的時刻，《2019儲能產業應用研究報告》認為，到 2025 年，中國電化學儲能市場功率規模約 28.6吉瓦，以儲能工程項目作為計量，市場份額將達到 1287 億元，整個產業的市場規模具備萬億級市場潛力。
成本在迅速下降。中關村儲能聯盟副理事長俞振華認為，1.5 元/瓦時系統成本的行業拐點已在2018年被突破，最低成本不斷被刷新，0.5～0.7 元/瓦時不等的電芯製造成本已經出現，低於0.3 元/千瓦時的度電成本有望在今年實現，未來兩年會有30%的下降空間。
一個尷尬的現實是，面對如此誘人的前景，當下各方投資儲能的積極性並沒有想象中的那般高漲。原因在於，當前我國儲能服務缺乏明確量化的市場定價體系和機制，單一的價差回收模式吸引力不足，輔助服務種類標準尚不完善。
目前一般工商業用戶僅通過峰谷套利作為主要盈利模式，大工業用戶在通過峰谷價差減少度電電費支出的同時，還可以利用儲能減少容量電費。一般認為，峰谷價差大於0.7元/千瓦時才能具備盈利條件，部分地區峰谷電價差較高地區如江蘇、河南、湖南等有可能成為重點區域。
鑑於電化學儲能技術路線的繁複，國家很難出臺單獨的價格政策，有些地方專門出臺激勵政策，比如2018年3月，蘇州就針對工業園區儲能項目出臺補貼政策：對已備案併網投運儲能項目，自項目投運後按放電量補貼0.3元/千瓦時，連續補貼三年。據專業機構測算，這一政策會有效縮短投資回收週期:靜態投資回收期可縮短1.5年，動態回收期可縮短1.9年。
現實壓力下，自然的選擇就是輕資產模式。比如電網側儲能會採取租賃模式，用戶側儲能項目的自營模式也在悄然發生變化。
自2016年起，南都電源就以“投資+運營”的模式推進儲能系統商用化應用，2017年當年投運規模分別列全球第二、全國第一。最新公佈的2018年財報則明確提出，“公司儲能業務將逐步由‘投資+運營’的模式向電站出售、共建等方式進行推進”，這或許是出於穩健發展做出的調整，但背後折射的資金壓力不容小覷。
只有當儲能與電力市場深度融入，才可能成為真正的商品，最終收穫真金白銀。在專家看來，技術、資本和制度安排是推動儲能發展的“三駕馬車”。目前迫切需要的是能體現儲能多重價值的新機制，要認可儲能技術在現代電力系統中的作用，給儲能設施全面參與電力市場的准入，使其在不同的應用場景中與其他技術手段進行競爭，在競爭中發現價值，並建立可持續的商業模式。
現階段，在營造儲能發展環境方面，可以採取的措施應該至少包括：一是適當擴大峰谷電價用戶範圍，為儲能在用戶側的發展營造良好的環境。二是完善兩部制電價，電量電價可以參照發電側煤電標杆價格，購電價格可以招標或“直接交易”決定，容量電價應反映儲能電站“系統效用”。三是允許儲能設施參與電力市場多種交易，充分考慮新能源併網、能源轉型等對靈活性資源需求，在市場架構、市場規則設計等方面進一步細化，並界定相關服務的受益方，促使儲能產業能夠在各類細分市場中找到價值和盈利點。