储能危与机

 

机制之痛
 

　　相对于国外的储能产业发展，我国储能产业在商业化发展初期，面对的是一个利润很低的市场。这其中固然存在技术和成本的因素，但缺乏合理的储能价格政策及市场环境也是产业遇冷的重要原因。
 

　　在一些电力市场成熟、开放的国家，储能独立调频已经得到广泛应用，并在市场中极具竞争力。在我国，储能尚无法拥有独立的市场身份参与辅助服务市场，只能联合发电厂，以合同能源管理的方式参与辅助服务市场。比如在火储联合的应用模式中，火电厂通过加装储能设备实现更快、更精准的调峰调频响应，从而挣得一定的服务费，与储能投资方分账。但这种模式不仅可持续性不强，同时储能的运营也受制于发电厂。“考核的主体是发电厂，收益也是先进入发电厂的账户里。目前火电企业效益衰减，经营压力大，储能方收益滞后到账等情况时有发生。此外，储能加装在电厂里，能不能运行，全部由电厂说了算，无论是电厂要大修，还是要供热，储能就面临停止运行的可能，这让储能投资方十分被动。”陈志说。
 

　　火储联合模式是在中国缺乏成熟市场的环境下，通过“两个细则”的机制使得储能能够参与到电力辅助服务中，按效果获取收益。但考核细则的变动往往会给储能投资带来极大的风险。“在我们的调研中看到已并网的储能项目在个别地区调度规则稍微调整后就有可能由盈利很好变成亏损，投资风险并不低。”俞振华说。
 

　　缺乏合理的长效机制，是储能项目投资测算时的最大难点，也是储能项目遭遇市场风险的最大影响因素之一。
 

　　火储联合调频市场十分活跃的山西，从两年前开始便下调了调频市场的报价范围。2017年底，山西能监办将山西电储能调频市场的服务申报价格下调为5~10元/兆瓦。“但这一补偿价格最早是20元，两年时间变成15元，然后又变成10元。最近蒙西拟修订的‘两个细则’也是，在现行的蒙西‘两个细则’版本中火电机组的AGC调节补偿系数是0.02小时，征求意见稿调整为0.01，相当于价格腰斩，最后在各方意见和建议的基础上，采取了折中方案，最终的修订结果是0.015，降低了1/4。所以这个市场目前收益好，但是风险也很大。”陈志说。 内/容/来/自:中-国-碳-排-放*交…易-网-tan pai fang . com
 

　　此外，目前电力市场并没有能充分体现储能多重价值的价格机制。储能不仅能够减少新能源的弃电量，对电的数量有所贡献，更为重要的是它提升了电的质量，赋予了风光发电可调度性，把间歇性、不稳定的电力变成了稳定的、可调度的电力，同时储能还能够提高电网的安全性、稳定性。这三者相加才能充分体现储能的价值，仅仅只从峰谷电价差这一个角度给予储能收益，这并不公平。“实际上，储能在移峰填谷的同时还为电网做了调峰服务，但调峰的价格机制是没有的。储能也可以提供调频服务，但调频的价格机制也是没有的。除了峰谷电价差套利，这个市场目前还没有到很好的盈利点，所以暂时也不会有大规模的突破。”陈志说。
 

　　中关村储能产业技术联盟秘书长刘为认为，“谁受益、谁付费”的基本原则要在市场规则中予以体现，现有政策和市场规则缺少具体细则和反映储能成本价值的市场机制，储能项目在各应用领域的投资收益受政策变动影响较大。储能持续商业化发展的必要条件是一个开放灵活的电力市场，但目前电力市场的推进速度相对于储能的产业发展需求来说是缓慢和滞后的。