国家电网公司近日下发的《关于进一步严控电网投资的通知》（国家电网办【2019】826号文）（以下简称“826号文”）提出，严禁擅自扩大投资界面和超标准建设；严禁超过核价投资规模和范围安排投资；严禁过度追求高可靠性的“锦上添花”项目；不得在资本预算外安排输变电资产租赁；不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧化学储能设施建设；不再安排抽水蓄能新开工项目；亏损单位不再新增投资。随后，南方电网公司也正式印发《优化投资和成本管控措施（2019年版）》，明确释放出“严控投资”的信号。电网是当前电力系统的核心，两大电网公司投资“急刹车”对整个电力行业，尤其是被严控投资的相关领域来讲，形成了较大冲击。本报记者就备受瞩目的新能源、抽水蓄能、储能领域所受影响，进行了采访。

  继国家电网企业内部下发“826号文”后，日前，南方电网公司也正式印发《优化投资和成本管控措施（2019年版）》。两大电网公司明确释放出“严控投资”的信号。

  在电网侧化学储能、抽水蓄能等项目被点名叫停的同时，风电、光伏为代表的可再次生产的能源领域也难以置身事外。

  “本来就拖了这么多年，有明确时间要求的时候电网都没有按时回购。现在，电网自己都要控制投资了，说明他们自己给自己花钱都受限制了，更何况是掏钱平旧账、买别人建的线路？反正要求回购的时限已经过了一年，‘虱子多了不痒，债多了不愁’。”在电网“严控投资”的风向下，有新能源企业相关负责人对于接网线路的回购“甚至不抱什么希望了”。

  按照国家能源局2018年4月出台的《关于减轻可再次生产的能源领域企业负担有关事项的通知》，由可再次生产的能源发电项目单位建设的相关接网等输配电工程，电网企业要在2018年底前按协议或经第三方评估确认的投资额完成回购。

  国家要求的回购时限早过去近一年，但新能源接网工程的回购不仅未能如期完成，而且进度迟缓，部分电网企业甚至还未制定基本的回购计划。

  “2013年前后电网公司提出要回购，但是后来就没有下文了。”中节能宿迁生物质发电有限公司生产技术部主任吴以军和记者说，公司曾于2006年自建总长约3.3公里的接网线万元左右，目前，虽然“2018年底”的时限已过，但电网公司尚未对该线路进行回购。

  国家能源局派驻某区域监督管理的机构相关负责人陈某表示，类似的情况并非孤例，其所在省区目前的接网回购工作推进仍十分缓慢。但陈某也指出，接网线路能否最终进入输配电价核定的成本范围或许才是电网是否积极回购的关键。“资产越多，输配电价可能越高，如果这部分资产可以计入所在省级电网输配电价核定的成本范围，那电网应该还是会努力回购的。”

  除接网工程的回购外，更令业界担忧的是，电网对可再次生产的能源度电补贴的垫付是否受影响。

  根据今年9月国家电网公司下发的《关于非自然人分布式光伏项目电费结算方式变更的通知》，自然人分布式项目不再按目录制管理，项目完成并网发电即可按电量享受补贴。对于非自然人分布式项目还是进行目录管理，对象则为2015年2月底前投产并网的项目。为此，按照国网公司要求，对于2015年3月以后投产并网的非自然人分布式项目暂停垫付0.42元/千瓦时的可再次生产的能源补助资金，只结算标杆电价部分。2015年2月底前投产的非自然人项目不受影响。

  换言之，目前户用光伏发电项目的补贴电费一直是由电网公司垫付。但据记者了解，当前部分省区2018年5月31日以后并网的户用光伏项目已然浮现了补贴拖欠情况。一些今年初并网的户用项目，业主至今也未收到0.18元的度电补贴。

  “2015年10月之前，只要是国家电网辖区内，所有类型的分布式光伏项目补贴都由电网公司垫付。随着分布式规模的扩大，到2015年10月，国网公司下发通知，明确只垫付‘自发自用、余电上网’类分布式光伏项目，全额上网类的暂不垫付。再到后来只垫付户用，到现在户用甚至都不能完全垫付。”北京先见能源咨询有限公司副总经理王淑娟指出，电网企业对分布式光伏项目补贴的垫付范围逐步缩减，随着投资严控令的出台，当地方电网公司出现亏损，电网企业恐难有财力垫付每年数以亿计的分布式光伏补贴。

  根据“826号文”，严禁擅自扩大投资界面和超标准建设，严禁超过核价投资规模和范围安排投资，严禁过度追求高可靠性的“锦上添花”项目，杜绝低效无效投资，不得在资本预算外安排输变电资产租赁。

  据知情人透露，目前国网公司已在非公开场合表示，要转变此前电网和新能源发展之间的关系。“以前都是电网跟着新能源的节奏，哪里建了新能源项目，就要配套接网、输送线路，但是以后要转变这种思路，要让新能源跟着电网走。”

  调峰调频、改善电能质量、促进新能源消纳、提供紧急功率支撑，储能在保障电力系统稳定运行方面发挥着及其重要的作用。但与之不相称的是，该产业目前仍未进入大规模商用阶段。

  日前，国网印发“826号文”，精确指出，在未来一段时间内，国网公司“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新开工项目”，再次引发业界对储能产业高质量发展前景的担忧。

  我国储能产业的发展曾一路高歌猛进，其中电化学储能表现最为突出。在政策引导和市场驱动下，2011—2018年电化学储能平均增长率约为50%。

  中关村储能产业技术联盟（CNESA）项目库统计数据显示，2018年，我国电化学储能实现突破性发展，累计投运规模1.073GW，是2017年累计投运规模的2.8倍，首次突破“GW”大关。

  转折出现在2019年，电化学储能首次按下增长“暂停键”。据CNESA统计，1-9月，我国新增投运电化学储能装机规模仅207.6万千瓦，同比下降37.4%。

  在中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇看来，造成电化学储能进入减速调整期的原因很多，可以从储能在各个领域的应用来分析。

  一是电网侧储能。今年5月底，国家发改委印发《输配电定价成本监审办法》，指出“抽水蓄能电站、电储能设施不计入输配电定价成本”；国网上半年工作会上首次明确暂缓电网侧大规模储能建设；826号文再次以严苛的口吻规定“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新开工项目”，电网侧储能发展快速下滑，投资成本疏导和商业模式有待探索。

  二是电源侧储能。调频辅助服务市场盈利较强，储能系统集成商和项目开发商争相进入，价格战愈演愈烈。在有限的盈利空间中，储能调频项目的投资回报周期正逐渐延长，部分地区或正逐步退出调频市场。

  三是用户侧储能。用户侧储能单个项目规模小、布局分散，受市场关注度相应下降，连续两轮一般工商业电价大幅下降20%，峰谷价差套利空间进一步缩小，导致发展速度放缓。

  “此外，从长期来看，电力系统应用储能的驱动力是新能源大规模应用，但目前国内‘新能源+储能’模式的盈利主要来源于增加的新能源消纳收益及降低的弃风弃光考核费用等，缺乏利益分配机制，因此该模式推广和被接受程度还较低，相关新能源侧储能项目仍以示范性质为主。”刘勇进一步指出。

  这一观点得到了印证。12月4日，新疆发改委下发《关于取消一批发电侧光伏储能联合运行试点项目的通知》，决定取消首批光储示范项目中的31个项目，最终保留的只有5个。据了解，导致新疆发改委作出这一决定的主要原因就是“机制一时难以厘清，账算不过来”。

  “市场因素之外，储能产品自身的不完善在很大程度上制约了产业发展。”刘勇直言。

  近年来，虽然电化学储能技术在能量密度、转换效率等技术指标上提升较大，但循环寿命、容量等级等与实际需求仍然存在差距。“电化学储能技术路线众多，不管是哪一种电池，都各有优缺点。比如铅酸电池寿命短，锂离子电池安全性问题突出。现在还没有一种电池能同时满足容量高、规模大、成本低、寿命长的要求。”西安交通大学电气工程学院教授、国家能源重点实验室常务副主任宋政湘表示。

  同时，电力系统的不同应用环节对储能装置的要求也不同，技术特性的局限决定了某一类储能技术只适用于特定应用场景。电化学储能持续放电时间相对较长，能量转化效率相对较高，充放电转换较为灵活，更适用于削峰填谷、改善电能质量、提供紧急功率支撑等场景。刘勇指出，通过组合配置不同储能技术，可实现不同储能功能的互补优化，更全面地满足系统需求。

  经济性方面，尽管价格呈逐年下降趋势，但电化学储能成本仍然偏高。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计数据显示，当前我国电化学储能电站度电成本为0.6-0.8元/kWh，而抽水蓄能电站度电成本仅为0.21-0.25元/kWh。“成本是决定储能技术应用和产业发展规模的重要参数。储能电站全生命周期成本分为安装成本和运行成本，安装成本主要包括储能系统成本、功率转换成本和土建成本，运行成本则包括运维成本、回收残值和其他附加成本。除了这些，还有融资成本、项目管理费等附加费用。因此，成本偏高成为制约储能规模化发展的关键所在。”刘勇说。

  此外，近期国外储能项目安全事故频发，引发了各方对储能电站安全性的担忧，目前仍存在电池热失控、电池管理系统（BMS）失效、消防标准不明确和安全责任主体不清等风险。

  “不可否认，对我国储能发展而言，826号文是继《输配电定价成本监审办法》后的又一记重拳，但回归理性依然是储能产业发展的主旨，我们还应该以发展的眼光、长远的格局看待未来储能的发展。”日前，在中国能源研究会年会储能分论坛上，与会专家表示。

  中国电力科学研究院来小康认为，826号文只是企业从自身经营的角度出发，根据经营状态做出的阶段性经营策略，虽然对储能行业会产生一定影响，但从长远发展角度上看，未必会影响储能产业的发展。

  国家能源局科技装备司副司长刘亚芳指出，储能对于中国能源转型具有战略意义，储能的多重价值需要通过改革创新来发现。国家能源局正在会同有关部门大力推动各项政策措施落实，抓紧出台储能标准化工作实施方案，积极筹备开展储能项目示范工作。

  储能的价值最终要在电力市场中体现，需要完备的市场机制作支撑。刘勇表示，我国储能产业政策体系整体上仍有待完善：一是相较国外储能产业发达国家，落地性财税、资金支持政策仍然缺位，如何通过财税手段促进产业关键技术研发和装备制造水平提升尚缺乏具体细则；二是电力市场环境尚不成熟，虽然调峰调频等辅助服务市场建设进度加快，但相关服务价格并非基于市场化定价，支持政策和市场规则存在不确定性。

  业内人士一致认为，随着能源转型持续深化和储能技术不断成熟、成本不断下降，储能规模将继续保持增长，在这个过程中会有很多挑战，需要从市场机制、商业模式、储能技术等方面持续努力。

  国家电网公司近日下发的《关于进一步严格控制电网投资的通知》（国家电网办【2019】826号文）（以下简称“826号文”）提出，严禁擅自扩大投资界面和超标准建设；严禁超过核价投资规模和范围安排投资；严禁过度追求高可靠性的“锦上添花”项目；不得在投资计划外安排输变电资产租赁；不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧化学储能设施建设；不再安排抽水蓄能新开工项目；亏损单位不再新增投资。随后，南方电网公司也正式印发《优化投资和成本管控措施（2019年版）》，明确释放出“严控投资”的信号。电网是当前电力系统的核心，两大电网公司投资“急刹车”对整个电力行业，尤其是被严格控制投资的相关领域来讲，形成了较大冲击。本报记者就备受瞩目的新能源、抽水蓄能、储能领域所受影响，进行了采访。

  继国家电网公司内部下发“826号文”后，日前，南方电网公司也正式印发《优化投资和成本管控措施（2019年版）》。两大电网公司明确释放出“严控投资”的信号。

  在电网侧化学储能、抽水蓄能等项目被点名叫停的同时，风电、光伏为代表的可再生能源领域也难以置身事外。

  “本来就拖了这么多年，有明确时间要求的时候电网都没有按时回购。现在，电网自己都要控制投资了，说明他们自己给自己花钱都受限制了，更何况是掏钱平旧账、买别人建的线路？反正要求回购的时限已经过了一年，‘虱子多了不痒，债多了不愁’。”在电网“严控投资”的风向下，有新能源企业相关负责人对于接网线路的回购“甚至不抱什么希望了”。

  按照国家能源局2018年4月出台的《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》，由可再生能源发电项目单位建设的相关接网等输配电工程，电网企业要在2018年底前按协议或经第三方评估确认的投资额完成回购。

  国家要求的回购时限早过去近一年，但新能源接网工程的回购不仅未能如期完成，而且进度迟缓，部分电网企业甚至还未制定基本的回购计划。

  “2013年前后电网公司提出要回购，但是后来就没有下文了。”中节能宿迁生物质发电有限公司生产技术部主任吴以军告诉记者，公司曾于2006年自建总长约3.3公里的接网线万元左右，目前，虽然“2018年底”的时限已过，但电网公司尚未对该线路进行回购。

  国家能源局派驻某区域监管机构相关负责人陈某表示，类似的情况并非孤例，其所在省区目前的接网回购工作推进仍十分缓慢。但陈某也指出，接网线路能否最终进入输配电价核定的成本范围或许才是电网是否积极回购的关键。“资产越多，输配电价可能越高，如果这部分资产可以计入所在省级电网输配电价核定的成本范围，那电网应该还是会努力回购的。”

  除接网工程的回购外，更令业界担忧的是，电网对可再生能源度电补贴的垫付是否受影响。

  根据今年9月国家电网公司下发的《关于非自然人分布式光伏项目电费结算方式变更的通知》，自然人分布式项目不再按目录制管理，项目完成并网发电即可按电量享受补贴。对于非自然人分布式项目还是进行目录管理，对象则为2015年2月底前投产并网的项目。为此，按照国网公司要求，对于2015年3月以后投产并网的非自然人分布式项目暂停垫付0.42元/千瓦时的可再生能源补助资金，只结算标杆电价部分。2015年2月底前投产的非自然人项目不受影响。

  换言之，目前户用光伏发电项目的补贴电费一直是由电网公司垫付。但据记者了解，当前部分省区2018年5月31日以后并网的户用光伏项目已经出现了补贴拖欠情况。一些今年初并网的户用项目，业主至今也未收到0.18元的度电补贴。

  “2015年10月之前，只要是国家电网辖区内，所有类型的分布式光伏项目补贴都由电网公司垫付。随着分布式规模的扩大，到2015年10月，国网公司下发通知，明确只垫付‘自发自用、余电上网’类分布式光伏项目，全额上网类的暂不垫付。再到后来只垫付户用，到现在户用甚至都不能完全垫付。”北京先见能源咨询有限公司副总经理王淑娟指出，电网企业对分布式光伏项目补贴的垫付范围逐步缩减，随着投资严控令的出台，当地方电网公司出现亏损，电网企业恐难有财力垫付每年数以亿计的分布式光伏补贴。

  根据“826号文”，严禁擅自扩大投资界面和超标准建设，严禁超过核价投资规模和范围安排投资，严禁过度追求高可靠性的“锦上添花”项目，杜绝低效无效投资，不得在投资计划外安排输变电资产租赁。

  据知情人透露，目前国网公司已在非公开场合表示，要转变此前电网和新能源发展之间的关系。“以前都是电网跟着新能源的节奏，哪里建了新能源项目，就要配套接网、输送线路，但是以后要转变这种思路，要让新能源跟着电网走。”

  调峰调频、改善电能质量、促进新能源消纳、提供紧急功率支撑，储能在保障电力系统稳定运行方面发挥着重要作用。但与之不相称的是，该产业目前仍未进入大规模商用阶段。

  日前，国网印发“826号文”，明确指出，在未来一段时间内，国网公司“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新开工项目”，再次引发业界对储能产业发展前途的担忧。

  我国储能产业的发展曾一路高歌猛进，其中电化学储能表现最为突出。在政策引导和市场驱动下，2011—2018年电化学储能平均增长率约为50%。

  中关村储能产业技术联盟（CNESA）项目库统计多个方面数据显示，2018年，我国电化学储能实现突破性发展，累计投运规模1.073GW，是2017年累计投运规模的2.8倍，首次突破“GW”大关。

  转折出现在2019年，电化学储能首次按下增长“暂停键”。据CNESA统计，1-9月，我国新增投运电化学储能装机规模仅207.6万千瓦，同比下降37.4%。

  在中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇看来，造成电化学储能进入减速调整期的原因很多，可以从储能在所有的领域的应用来分析。

  一是电网侧储能。今年5月底，国家发改委印发《输配电定价成本监审办法》，指出“抽水蓄能电站、电储能设施不计入输配电定价成本”；国网上半年工作会上首次明确暂缓电网侧大规模储能建设；826号文再次以严苛的口吻规定“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新开工项目”，电网侧储能发展快速下滑，投资所需成本疏导和商业模式有待探索。

  二是电源侧储能。调频辅助服务市场盈利较强，储能系统集成商和项目开发商争相进入，价格战愈演愈烈。在有限的盈利空间中，储能调频项目的投资回报周期正逐渐延长，部分地区或正逐步退出调频市场。

  三是用户侧储能。用户侧储能单个项目规模小、布局分散，受市场关注度相应下降，连续两轮一般工商业电价一下子就下降20%，峰谷价差套利空间进一步缩小，导致发展速度放缓。

  “此外，从长久来看，电力系统应用储能的驱动力是新能源大规模应用，但目前国内‘新能源+储能’模式的盈利主要来自于增加的新能源消纳收益及降低的弃风弃光考核费用等，缺乏利益分配机制，因此该模式推广和被接受程度还较低，相关新能源侧储能项目仍以示范性质为主。”刘勇进一步指出。

  这一观点得到了印证。12月4日，新疆发改委下发《关于取消一批发电侧光伏储能联合运行试点项目的通知》，决定取消首批光储示范项目中的31个项目，最终保留的只有5个。据了解，导致新疆发改委作出这一决定的根本原因就是“机制一时难以厘清，账算不过来”。

  “市场因素之外，储能产品自身的不完善在很大程度上制约了产业高质量发展。”刘勇直言。

  近年来，虽然电化学储能技术在单位体积内的包含的能量、转换效率等技术指标上提升较大，但循环寿命、容量等级等与实际的需求任旧存在差距。“电化学储能技术路线众多，不管是哪一种电池，都各有优缺点。比如铅酸电池使用寿命短，锂离子电池安全性问题突出。现在还没有一种电池能同时满足容量高、规模大、成本低、寿命长的要求。”西安交通大学电气工程学院教授、国家能源重点实验室常务副主任宋政湘表示。

  同时，电力系统的不同应用环节对储能装置的要求也不同，技术特性的局限决定了某一类储能技术只适用于特定应用场景。电化学储能持续放电时间相对较长，能量转化效率相比来说较高，充放电转换较为灵活，更适用于削峰填谷、改善电能质量、提供紧急功率支撑等场景。刘勇指出，通过组合配置不同储能技术，可实现不同储能功能的互补优化，更全面地满足系统需求。

  经济性方面，尽管价格呈年年在下降趋势，但电化学储能成本仍然偏高。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计多个方面数据显示，当前我国电化学储能电站度电成本为0.6-0.8元/kWh，而抽水蓄能电站度电成本仅为0.21-0.25元/kWh。“成本是决定储能技术应用和产业高质量发展规模的重要参数。储能电站全生命周期成本分为安装成本和运行成本，安装成本最重要的包含储能系统成本、功率转换成本和土建成本，运行成本则包括运维成本、回收残值和其他附加成本。除了这些，还有融资成本、项目管理费等附加费用。因此，成本偏高成为制约储能规模化发展的关键。”刘勇说。

  此外，近期国外储能项目安全事故频发，引发了各方对储能电站安全性的担忧，目前仍存在电池热失控、电池管理系统（BMS）失效、消防标准不明确和安全责任主体不清等风险。

  “不可否认，对我国储能发展而言，826号文是继《输配电定价成本监审办法》后的又一记重拳，但回归理性依然是储能产业高质量发展的主旨，我们还应该以发展的眼光、长远的格局看待未来储能的发展。”日前，在中国能源研究会年会储能分论坛上，参加会议的专家表示。

  中国电力科学研究院来小康认为，826号文只是企业从自身经营的方面出发，根据经营状态做出的阶段性经营策略，虽然对储能行业会产生一定影响，但从长远发展角度上看，未必会影响储能产业的发展。

  国家能源局科技装备司副司长刘亚芳指出，储能对于中国能源转型具有战略意义，储能的多重价值一定要通过改革创新来发现。国家能源局正在会同有关部门大力推动各项政策措施落实，抓紧出台储能标准化工作实施方案，积极筹备开展储能项目示范工作。

  储能的价值最终要在电力市场中体现，需要完备的市场机制作支撑。刘勇表示，我国储能产业政策体系整体上仍有待完善：一是相较国外储能产业发达国家，落地性财税、资金支持政策仍然缺位，如何通过财税手段促进产业关键研发技术和装备制造水平提升尚缺乏具体细则；二是电力市场环境尚不成熟，虽然调峰调频等辅助服务市场建设进度加快，但相关服务价格并非基于市场化定价，支持政策和市场规则存在不确定性。

  业内人士一致认为，随着能源转型持续深化和储能技术不断成熟、成本不断下降，储能规模将继续保持增长，在这样的一个过程中会有很多挑战，需要从市场机制、商业模式、储能技术等方面持续努力。