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國家電網公司近日下發的《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》（國家電網辦【2019】826號文）（以下簡稱“826號文”）提出，嚴禁擅自擴大投資界面和超標準建設；嚴禁超過核價投資規模和范圍安排投資；嚴禁過度追求高可靠性的“錦上添花”項目；不得在投資計劃外安排輸變電資產租賃；不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側化學儲能設施建設；不再安排抽水蓄能新開工項目；虧損單位不再新增投資。隨后，南方電網公司也正式印發《優化投資和成本管控措施（2019年版）》，明確釋放出“嚴控投資”的信號。電網是當前電力系統的核心，兩大電網公司投資“急剎車”對整個電力行業，尤其是被嚴格控制投資的相關領域來講，形成了較大沖擊。本報記者就備受矚目的新能源、抽水蓄能、儲能領域所受影響，進行了采訪。
電網嚴控投資讓新能源皺起眉頭
繼國家電網公司內部下發“826號文”后，日前，南方電網公司也正式印發《優化投資和成本管控措施（2019年版）》。兩大電網公司明確釋放出“嚴控投資”的信號。
在電網側化學儲能、抽水蓄能等項目被點名叫停的同時，風電、光伏為代表的可再生能源領域也難以置身事外。
新能源接網工程何時回購？
“本來就拖了這么多年，有明確時間要求的時候電網都沒有按時回購。現在，電網自己都要控制投資了，說明他們自己給自己花錢都受限制了，更何況是掏錢平舊賬、買別人建的線路？反正要求回購的時限已經過了一年，‘虱子多了不癢，債多了不愁’。”在電網“嚴控投資”的風向下，有新能源企業相關負責人對于接網線路的回購“甚至不抱什么希望了”。
按照國家能源局2018年4月出臺的《關于減輕可再生能源領域企業負擔有關事項的通知》，由可再生能源發電項目單位建設的相關接網等輸配電工程，電網企業要在2018年底前按協議或經第三方評估確認的投資額完成回購。
國家要求的回購時限早過去近一年，但新能源接網工程的回購不僅未能如期完成，而且進度遲緩，部分電網企業甚至還未制定基本的回購計劃。
“2013年前后電網公司提出要回購，但是后來就沒有下文了。”中節能宿遷生物質發電有限公司生產技術部主任吳以軍告訴記者，公司曾于2006年自建總長約3.3公里的接網線路，總投資約710萬元左右，目前，雖然“2018年底”的時限已過，但電網公司尚未對該線路進行回購。
國家能源局派駐某區域監管機構相關負責人陳某表示，類似的情況并非孤例，其所在省區目前的接網回購工作推進仍十分緩慢。但陳某也指出，接網線路能否最終進入輸配電價核定的成本范圍或許才是電網是否積極回購的關鍵。“資產越多，輸配電價可能越高，如果這部分資產可以計入所在省級電網輸配電價核定的成本范圍，那電網應該還是會努力回購的。”
補貼墊付能否繼續堅持？
除接網工程的回購外，更令業界擔憂的是，電網對可再生能源度電補貼的墊付是否受影響。
根據今年9月國家電網公司下發的《關于非自然人分布式光伏項目電費結算方式變更的通知》，自然人分布式項目不再按目錄制管理，項目完成并網發電即可按電量享受補貼。對于非自然人分布式項目還是進行目錄管理，對象則為2015年2月底前投產并網的項目。為此，按照國網公司要求，對于2015年3月以后投產并網的非自然人分布式項目暫停墊付0.42元/千瓦時的可再生能源補助資金，只結算標桿電價部分。2015年2月底前投產的非自然人項目不受影響。
換言之，目前戶用光伏發電項目的補貼電費一直是由電網公司墊付。但據記者了解，當前部分省區2018年5月31日以后并網的戶用光伏項目已經出現了補貼拖欠情況。一些今年初并網的戶用項目，業主至今也未收到0.18元的度電補貼。
“2015年10月之前，只要是國家電網轄區內，所有類型的分布式光伏項目補貼都由電網公司墊付。隨著分布式規模的擴大，到2015年10月，國網公司下發通知，明確只墊付‘自發自用、余電上網’類分布式光伏項目，全額上網類的暫不墊付。再到后來只墊付戶用，到現在戶用甚至都不能完全墊付。”北京先見能源咨詢有限公司副總經理王淑娟指出，電網企業對分布式光伏項目補貼的墊付范圍逐步縮減，隨著投資嚴控令的出臺，當地方電網公司出現虧損，電網企業恐難有財力墊付每年數以億計的分布式光伏補貼。
“要讓新能源跟著電網走”
根據“826號文”，嚴禁擅自擴大投資界面和超標準建設，嚴禁超過核價投資規模和范圍安排投資，嚴禁過度追求高可靠性的“錦上添花”項目，杜絕低效無效投資，不得在投資計劃外安排輸變電資產租賃。
哪些項目是“雪中送炭”？又如何界定“錦上添花”呢？
據知情人透露，目前國網公司已在非公開場合表示，要轉變此前電網和新能源發展之間的關系。“以前都是電網跟著新能源的節奏，哪里建了新能源項目，就要配套接網、輸送線路，但是以后要轉變這種思路，要讓新能源跟著電網走。”
繼《輸配電定價成本監審辦法》后的又一記重拳
儲能產業再入寒冬
調峰調頻、改善電能質量、促進新能源消納、提供緊急功率支撐，儲能在保障電力系統穩定運行方面發揮著重要作用。但與之不相稱的是，該產業目前仍未進入大規模商用階段。
日前，國網印發“826號文”，明確指出，在未來一段時間內，國網公司“不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設，不再安排抽水蓄能新開工項目”，再次引發業界對儲能產業發展前景的擔憂。
儲能發展按下暫停鍵
我國儲能產業的發展曾一路高歌猛進，其中電化學儲能表現最為突出。在政策引導和市場驅動下，2011—2018年電化學儲能平均增長率約為50%。
中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）項目庫統計數據顯示，2018年，我國電化學儲能實現突破性發展，累計投運規模1.073GW，是2017年累計投運規模的2.8倍，首次突破“GW”大關。
轉折出現在2019年，電化學儲能首次按下增長“暫停鍵”。據CNESA統計，1-9月，我國新增投運電化學儲能裝機規模僅207.6萬千瓦，同比下降37.4%。
在中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇看來，造成電化學儲能進入減速調整期的原因很多，可以從儲能在各個領域的應用來分析。
一是電網側儲能。今年5月底，國家發改委印發《輸配電定價成本監審辦法》，指出“抽水蓄能電站、電儲能設施不計入輸配電定價成本”；國網上半年工作會上首次明確暫緩電網側大規模儲能建設；826號文再次以嚴苛的口吻規定“不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設，不再安排抽水蓄能新開工項目”，電網側儲能發展快速下滑，投資成本疏導和商業模式有待探索。
二是電源側儲能。調頻輔助服務市場盈利較強，儲能系統集成商和項目開發商爭相進入，價格戰愈演愈烈。在有限的盈利空間中，儲能調頻項目的投資回報周期正逐漸延長，部分地區或正逐步退出調頻市場。
三是用戶側儲能。用戶側儲能單個項目規模小、布局分散，受市場關注度相應下降，連續兩輪一般工商業電價大幅下降20%，峰谷價差套利空間進一步縮小，導致發展速度放緩。
“此外，從長期來看，電力系統應用儲能的驅動力是新能源大規模應用，但目前國內‘新能源+儲能’模式的盈利主要來源于增加的新能源消納收益及降低的棄風棄光考核費用等，缺乏利益分配機制，因此該模式推廣和被接受程度還較低，相關新能源側儲能項目仍以示范性質為主。”劉勇進一步指出。
這一觀點得到了印證。12月4日，新疆發改委下發《關于取消一批發電側光伏儲能聯合運行試點項目的通知》，決定取消首批光儲示范項目中的31個項目，最終保留的只有5個。據了解，導致新疆發改委作出這一決定的主要原因就是“機制一時難以厘清，賬算不過來”。
成本是制約儲能規模化發展的關鍵
“市場因素之外，儲能產品自身的不完善在很大程度上制約了產業發展。”劉勇直言。
近年來，雖然電化學儲能技術在能量密度、轉換效率等技術指標上提升較大，但循環壽命、容量等級等與實際需求仍然存在差距。“電化學儲能技術路線眾多，不管是哪一種電池，都各有優缺點。比如鉛酸電池壽命短，鋰離子電池安全性問題突出。現在還沒有一種電池能同時滿足容量高、規模大、成本低、壽命長的要求。”西安交通大學電氣工程學院教授、國家能源重點實驗室常務副主任宋政湘表示。
同時，電力系統的不同應用環節對儲能裝置的要求也不同，技術特性的局限決定了某一類儲能技術只適用于特定應用場景。電化學儲能持續放電時間相對較長，能量轉化效率相對較高，充放電轉換較為靈活，更適用于削峰填谷、改善電能質量、提供緊急功率支撐等場景。劉勇指出，通過組合配置不同儲能技術，可實現不同儲能功能的互補優化，更全面地滿足系統需求。
經濟性方面，盡管價格呈逐年下降趨勢，但電化學儲能成本仍然偏高。中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會統計數據顯示，當前我國電化學儲能電站度電成本為0.6-0.8元/ kWh，而抽水蓄能電站度電成本僅為0.21-0.25元/ kWh。“成本是決定儲能技術應用和產業發展規模的重要參數。儲能電站全生命周期成本分為安裝成本和運行成本，安裝成本主要包括儲能系統成本、功率轉換成本和土建成本，運行成本則包括運維成本、回收殘值和其他附加成本。除了這些，還有融資成本、項目管理費等附加費用。因此，成本偏高成為制約儲能規模化發展的關鍵所在。”劉勇說。
此外，近期國外儲能項目安全事故頻發，引發了各方對儲能電站安全性的擔憂，目前仍存在電池熱失控、電池管理系統（BMS）失效、消防標準不明確和安全責任主體不清等風險。
以發展目光看待儲能未來發展
“不可否認，對我國儲能發展而言，826號文是繼《輸配電定價成本監審辦法》后的又一記重拳，但回歸理性依然是儲能產業發展的主旨，我們還應該以發展的眼光、長遠的格局看待未來儲能的發展。”日前，在中國能源研究會年會儲能分論壇上，與會專家表示。
中國電力科學研究院來小康認為， 826號文只是企業從自身經營的角度出發，根據經營狀態做出的階段性經營策略，雖然對儲能行業會產生一定影響，但從長遠發展角度上看，未必會影響儲能產業的發展。
國家能源局科技裝備司副司長劉亞芳指出，儲能對于中國能源轉型具有戰略意義，儲能的多重價值需要通過改革創新來發現。國家能源局正在會同有關部門大力推動各項政策措施落實，抓緊出臺儲能標準化工作實施方案，積極籌備開展儲能項目示范工作。
儲能的價值最終要在電力市場中體現，需要完備的市場機制作支撐。劉勇表示，我國儲能產業政策體系整體上仍有待完善：一是相較國外儲能產業發達國家，落地性財稅、資金支持政策仍然缺位，如何通過財稅手段促進產業關鍵技術研發和裝備制造水平提升尚缺乏具體細則；二是電力市場環境尚不成熟，雖然調峰調頻等輔助服務市場建設進度加快，但相關服務價格并非基于市場化定價，支持政策和市場規則存在不確定性。
業內人士一致認為，隨著能源轉型持續深化和儲能技術不斷成熟、成本不斷下降，儲能規模將繼續保持增長，在這個過程中會有很多挑戰，需要從市場機制、商業模式、儲能技術等方面持續努力。
電網嚴控投資讓新能源皺起眉頭
繼國家電網公司內部下發“826號文”后，日前，南方電網公司也正式印發《優化投資和成本管控措施（2019年版）》。兩大電網公司明確釋放出“嚴控投資”的信號。
在電網側化學儲能、抽水蓄能等項目被點名叫停的同時，風電、光伏為代表的可再生能源領域也難以置身事外。
新能源接網工程何時回購？
“本來就拖了這么多年，有明確時間要求的時候電網都沒有按時回購。現在，電網自己都要控制投資了，說明他們自己給自己花錢都受限制了，更何況是掏錢平舊賬、買別人建的線路？反正要求回購的時限已經過了一年，‘虱子多了不癢，債多了不愁’。”在電網“嚴控投資”的風向下，有新能源企業相關負責人對于接網線路的回購“甚至不抱什么希望了”。
按照國家能源局2018年4月出臺的《關于減輕可再生能源領域企業負擔有關事項的通知》，由可再生能源發電項目單位建設的相關接網等輸配電工程，電網企業要在2018年底前按協議或經第三方評估確認的投資額完成回購。
國家要求的回購時限早過去近一年，但新能源接網工程的回購不僅未能如期完成，而且進度遲緩，部分電網企業甚至還未制定基本的回購計劃。
“2013年前后電網公司提出要回購，但是后來就沒有下文了。”中節能宿遷生物質發電有限公司生產技術部主任吳以軍告訴記者，公司曾于2006年自建總長約3.3公里的接網線路，總投資約710萬元左右，目前，雖然“2018年底”的時限已過，但電網公司尚未對該線路進行回購。
國家能源局派駐某區域監管機構相關負責人陳某表示，類似的情況并非孤例，其所在省區目前的接網回購工作推進仍十分緩慢。但陳某也指出，接網線路能否最終進入輸配電價核定的成本范圍或許才是電網是否積極回購的關鍵。“資產越多，輸配電價可能越高，如果這部分資產可以計入所在省級電網輸配電價核定的成本范圍，那電網應該還是會努力回購的。”
補貼墊付能否繼續堅持？
除接網工程的回購外，更令業界擔憂的是，電網對可再生能源度電補貼的墊付是否受影響。
根據今年9月國家電網公司下發的《關于非自然人分布式光伏項目電費結算方式變更的通知》，自然人分布式項目不再按目錄制管理，項目完成并網發電即可按電量享受補貼。對于非自然人分布式項目還是進行目錄管理，對象則為2015年2月底前投產并網的項目。為此，按照國網公司要求，對于2015年3月以后投產并網的非自然人分布式項目暫停墊付0.42元/千瓦時的可再生能源補助資金，只結算標桿電價部分。2015年2月底前投產的非自然人項目不受影響。
換言之，目前戶用光伏發電項目的補貼電費一直是由電網公司墊付。但據記者了解，當前部分省區2018年5月31日以后并網的戶用光伏項目已經出現了補貼拖欠情況。一些今年初并網的戶用項目，業主至今也未收到0.18元的度電補貼。
“2015年10月之前，只要是國家電網轄區內，所有類型的分布式光伏項目補貼都由電網公司墊付。隨著分布式規模的擴大，到2015年10月，國網公司下發通知，明確只墊付‘自發自用、余電上網’類分布式光伏項目，全額上網類的暫不墊付。再到后來只墊付戶用，到現在戶用甚至都不能完全墊付。”北京先見能源咨詢有限公司副總經理王淑娟指出，電網企業對分布式光伏項目補貼的墊付范圍逐步縮減，隨著投資嚴控令的出臺，當地方電網公司出現虧損，電網企業恐難有財力墊付每年數以億計的分布式光伏補貼。
“要讓新能源跟著電網走”
根據“826號文”，嚴禁擅自擴大投資界面和超標準建設，嚴禁超過核價投資規模和范圍安排投資，嚴禁過度追求高可靠性的“錦上添花”項目，杜絕低效無效投資，不得在投資計劃外安排輸變電資產租賃。
哪些項目是“雪中送炭”？又如何界定“錦上添花”呢？
據知情人透露，目前國網公司已在非公開場合表示，要轉變此前電網和新能源發展之間的關系。“以前都是電網跟著新能源的節奏，哪里建了新能源項目，就要配套接網、輸送線路，但是以后要轉變這種思路，要讓新能源跟著電網走。”
繼《輸配電定價成本監審辦法》后的又一記重拳
儲能產業再入寒冬
調峰調頻、改善電能質量、促進新能源消納、提供緊急功率支撐，儲能在保障電力系統穩定運行方面發揮著重要作用。但與之不相稱的是，該產業目前仍未進入大規模商用階段。
日前，國網印發“826號文”，明確指出，在未來一段時間內，國網公司“不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設，不再安排抽水蓄能新開工項目”，再次引發業界對儲能產業發展前景的擔憂。
儲能發展按下暫停鍵
我國儲能產業的發展曾一路高歌猛進，其中電化學儲能表現最為突出。在政策引導和市場驅動下，2011—2018年電化學儲能平均增長率約為50%。
中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）項目庫統計數據顯示，2018年，我國電化學儲能實現突破性發展，累計投運規模1.073GW，是2017年累計投運規模的2.8倍，首次突破“GW”大關。
轉折出現在2019年，電化學儲能首次按下增長“暫停鍵”。據CNESA統計，1-9月，我國新增投運電化學儲能裝機規模僅207.6萬千瓦，同比下降37.4%。
在中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇看來，造成電化學儲能進入減速調整期的原因很多，可以從儲能在各個領域的應用來分析。
一是電網側儲能。今年5月底，國家發改委印發《輸配電定價成本監審辦法》，指出“抽水蓄能電站、電儲能設施不計入輸配電定價成本”；國網上半年工作會上首次明確暫緩電網側大規模儲能建設；826號文再次以嚴苛的口吻規定“不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設，不再安排抽水蓄能新開工項目”，電網側儲能發展快速下滑，投資成本疏導和商業模式有待探索。
二是電源側儲能。調頻輔助服務市場盈利較強，儲能系統集成商和項目開發商爭相進入，價格戰愈演愈烈。在有限的盈利空間中，儲能調頻項目的投資回報周期正逐漸延長，部分地區或正逐步退出調頻市場。
三是用戶側儲能。用戶側儲能單個項目規模小、布局分散，受市場關注度相應下降，連續兩輪一般工商業電價大幅下降20%，峰谷價差套利空間進一步縮小，導致發展速度放緩。
“此外，從長期來看，電力系統應用儲能的驅動力是新能源大規模應用，但目前國內‘新能源+儲能’模式的盈利主要來源于增加的新能源消納收益及降低的棄風棄光考核費用等，缺乏利益分配機制，因此該模式推廣和被接受程度還較低，相關新能源側儲能項目仍以示范性質為主。”劉勇進一步指出。
這一觀點得到了印證。12月4日，新疆發改委下發《關于取消一批發電側光伏儲能聯合運行試點項目的通知》，決定取消首批光儲示范項目中的31個項目，最終保留的只有5個。據了解，導致新疆發改委作出這一決定的主要原因就是“機制一時難以厘清，賬算不過來”。
成本是制約儲能規模化發展的關鍵
“市場因素之外，儲能產品自身的不完善在很大程度上制約了產業發展。”劉勇直言。
近年來，雖然電化學儲能技術在能量密度、轉換效率等技術指標上提升較大，但循環壽命、容量等級等與實際需求仍然存在差距。“電化學儲能技術路線眾多，不管是哪一種電池，都各有優缺點。比如鉛酸電池壽命短，鋰離子電池安全性問題突出。現在還沒有一種電池能同時滿足容量高、規模大、成本低、壽命長的要求。”西安交通大學電氣工程學院教授、國家能源重點實驗室常務副主任宋政湘表示。
同時，電力系統的不同應用環節對儲能裝置的要求也不同，技術特性的局限決定了某一類儲能技術只適用于特定應用場景。電化學儲能持續放電時間相對較長，能量轉化效率相對較高，充放電轉換較為靈活，更適用于削峰填谷、改善電能質量、提供緊急功率支撐等場景。劉勇指出，通過組合配置不同儲能技術，可實現不同儲能功能的互補優化，更全面地滿足系統需求。
經濟性方面，盡管價格呈逐年下降趨勢，但電化學儲能成本仍然偏高。中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會統計數據顯示，當前我國電化學儲能電站度電成本為0.6-0.8元/ kWh，而抽水蓄能電站度電成本僅為0.21-0.25元/ kWh。“成本是決定儲能技術應用和產業發展規模的重要參數。儲能電站全生命周期成本分為安裝成本和運行成本，安裝成本主要包括儲能系統成本、功率轉換成本和土建成本，運行成本則包括運維成本、回收殘值和其他附加成本。除了這些，還有融資成本、項目管理費等附加費用。因此，成本偏高成為制約儲能規模化發展的關鍵所在。”劉勇說。
此外，近期國外儲能項目安全事故頻發，引發了各方對儲能電站安全性的擔憂，目前仍存在電池熱失控、電池管理系統（BMS）失效、消防標準不明確和安全責任主體不清等風險。
以發展目光看待儲能未來發展
“不可否認，對我國儲能發展而言，826號文是繼《輸配電定價成本監審辦法》后的又一記重拳，但回歸理性依然是儲能產業發展的主旨，我們還應該以發展的眼光、長遠的格局看待未來儲能的發展。”日前，在中國能源研究會年會儲能分論壇上，與會專家表示。
中國電力科學研究院來小康認為， 826號文只是企業從自身經營的角度出發，根據經營狀態做出的階段性經營策略，雖然對儲能行業會產生一定影響，但從長遠發展角度上看，未必會影響儲能產業的發展。
國家能源局科技裝備司副司長劉亞芳指出，儲能對于中國能源轉型具有戰略意義，儲能的多重價值需要通過改革創新來發現。國家能源局正在會同有關部門大力推動各項政策措施落實，抓緊出臺儲能標準化工作實施方案，積極籌備開展儲能項目示范工作。
儲能的價值最終要在電力市場中體現，需要完備的市場機制作支撐。劉勇表示，我國儲能產業政策體系整體上仍有待完善：一是相較國外儲能產業發達國家，落地性財稅、資金支持政策仍然缺位，如何通過財稅手段促進產業關鍵技術研發和裝備制造水平提升尚缺乏具體細則；二是電力市場環境尚不成熟，雖然調峰調頻等輔助服務市場建設進度加快，但相關服務價格并非基于市場化定價，支持政策和市場規則存在不確定性。
業內人士一致認為，隨著能源轉型持續深化和儲能技術不斷成熟、成本不斷下降，儲能規模將繼續保持增長，在這個過程中會有很多挑戰，需要從市場機制、商業模式、儲能技術等方面持續努力。
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