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　　目前，电储能行业面临的最大挑战是，投资收益率较低，同时，无法通过输配电价、电力现货等形式获得收益。

　　“理想很美好，现实很骨感”，正是储能行业当下最真实的写照。

　　目前的储能行业正在遭遇“成长的烦恼”。“储能太难做了”“几乎没什么利润”“我们已陷入财务困境”，投资电储能的企业纷纷向记者感慨其面临的窘境。

　　夹缝中求生存的电储能行业，如何破解投资回报过低的难题？

　　投资从激情转向理性

　　自从2017年颁布首个国家储能产业指导性政策以来，储能行情经历了“过山车”。仅电化学储能新增装机规模就从2017年的120.9兆瓦迅速攀升至2018年的682.9兆瓦。随后，2019年电化学储能新增装机规模同比下降了6.7%。 

　　“2018年，电储能新增装机容量同比增长464.4%， 电化学储能的迅猛增长，得益于电网侧储能的异军突起。去年电储能新增装机容量与前年相比，同比增速出现下滑趋势，主要是因为国家明确规定，抽水蓄能电站和电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本，电网侧储能按下暂停键。”中关村储能产业技术联盟（CNESA）副秘书长李臻对记者表示，“不过，去年储能新增装机增速回调是正常的，毕竟2018年储能新增装机基数低。今年酝酿中的储能项目较多，近期就有不少国内较大项目招标、落地，预计今年电储能市场会好于去年。”

　　记者采访发现，火爆的电储能投资正在从激情澎湃转向理性谨慎。不少投资企业已从前期大规模开拓市场阶段，向更多考量投资收益率转变。如今，企业更多在思考，投资的储能项目能否有合理的投资收益率？每个电站配储能是否为最优解决方案？地方鼓励政策是否具有可操作性？在骨感的现实面前，投资者更趋谨慎。

　　纵观近两年储能行业发展，虽也有支持政策出台，但真正促进其发展的补贴、电价机制等核心政策却一直未明确。在最常见的用户侧峰谷价差收入模式下，储能项目普遍亏钱。虽然可再生能源配套储能政策频出，但没有补贴刺激，储能行业难以像电动汽车、光伏、风电行业一样快速发展。

　　投资成本尚无回收渠道

　　目前，储能行业面临的最大挑战就是，我国电储能市场投资收益率较低，更无法通过输配电价、电力现货等形式产生收益。

　　一位不愿具名的企业储能部门负责人在接受记者采访时大倒苦水，“储能利润率越来越低了，收益分成比例的变化也摊低了储能收益。以前用户侧与储能投资商收益分成按照1:9的比例，今年开始，普遍采取2:8的比例。”

　　“问题的关键是，储能项目没有合适的盈利模式，以用户侧储能项目为例，能否赚钱完全取决于峰谷价差空间到底能有多大，能不能覆盖投资成本，然而现在很多地方的峰谷价差空间与储能度电成本相比差不了多少。”华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏对记者表示，新能源电站配套储能的技术逻辑本质上与电网侧储能是一回事儿，用做电力辅助服务的调峰、调频。但是，在如今辅助服务市场不成熟的条件下，储能通过电力辅助服务市场挣钱较为困难。

　　吴俊宏在5月7日CNESA储能百家讲堂中表示，新一轮“电改”前投资储能时，无论是用户侧储能项目基于目录电价的峰谷平价差，还是电网侧储能项目基于保障电网安全运行的相关设备投资，其盈利模式是清晰的。同时，如果没有“电改”，电储能很可能会成为类似SVG等无功补偿设备的新能源并网标配。但是，2015年新一轮“电改”后，电网公司的身份发生了变化，电价形成机制也发生了变化，从而导致储能的投资回收逻辑发生了改变，尤其是在用户侧储能，目录电价取消意味着电储能收益不能在稳定的峰谷平电价边际条件下讨论。 “换句话说，目前电储能投资成本没有稳定的回收渠道，储能市场投资的风险有所增长。”

　　建议国家给予价格支持信号

　　目前，储能行业所面临的补偿机制缺位是受访业内企业、专家谈的最多的话题。受访人士均表示，单纯出台发展储能的补贴政策有难度，不过，国家层面可以在两部制电价、容量电价等方面给予储能明确电价方向，各地政府因地制宜的制定各自支持方案。

　　在国家发改委能源研究所研究员刘坚看来，电储能盈利一方面靠降本，一方面靠电力市场和电价改革。电池成本正在呈现不断下降趋势，但是，电力市场环境和电价水平还难以反映储能价值。

　　刘坚对记者表示，支持储能发展的政策应该聚焦市场建设层面，一是给储能特定市场身份，将其与传统发用电资源区分开来，二是电力市场规则设计要更精细化，比如加快辅助服务市场建设、引入更高分辨率的电力现货市场和输配电节点电价助推储能市场发展。

　　此外，业内人士建议，在没有明确的电价和成本核算体系及成本回收方案的情况下，建议探索建立与电力市场化运营相配套的储能价格机制。 

　　在中关村储能产业技术联盟高级政策研究经理王思看来，在电力市场和价格机制尚无法反映储能配套系统应用价值的情况下，有必要出台过渡政策以支持可再生能源与储能协同发展。“目前推行的可再生能源绿证和配额制也是过渡政策，长期来看，通过电价体现全民负担绿色电力成本。”他预测，短期内，可再生能源配储能可能会促使一些新商业模式出现，储能投资方和发电企业共享收益和风险，再通过辅助服务市场获得补偿。