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記者梳理發(fā)現(xiàn)，除成都外，青海、江蘇、廣東、山東等多省均已發(fā)布儲能補貼政策與相關發(fā)展規(guī)劃。業(yè)內專家表示，地方補貼力度持續(xù)加碼，將極大提高儲能投資積極性。然而記者在采訪中了解到，不少儲能投資方仍有擔憂：“即便發(fā)放地方補貼，但仍然存在補貼機制不明確、補貼政策不延續(xù)等風險。”
國內各地區(qū)儲能補貼
1.浙江居國內前列
根據(jù)浙江監(jiān)管辦發(fā)布的第二季 度 輔 助 服 務 總 補 償 費 用 了 解到，2021年4——6月，浙江輔助服務 總補償 費 用 每月在5700萬元—— 6 0 0 0 萬 元 左右，其中調頻的補償費用在2500萬元——2700萬元左右 ，約 占 總費用的50%左右。在目前浙江政策的支持下，獨立儲能電站若想獲得較好經(jīng)濟性，還需要綜合考慮調峰和調頻市場的收益。
9月溫州發(fā)布《溫州市制造業(yè)千企節(jié)能改造行動方案（2021-2023）（征求意見稿）》，針對用戶側儲能按照實際放電量給予儲能運營主體0.8元/k Wh的補貼。同期義烏市發(fā)布《關于推動源網(wǎng)荷儲協(xié)調發(fā)展和加快區(qū)域光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的實施細則（征求意見稿）》，提出對接受電網(wǎng)統(tǒng)調的儲能系統(tǒng)按照峰段實際放電量給予儲能運營主體0.25元/k Wh補貼，補貼兩年。同時，儲能電站可以將容量置換給光伏電站或置換 給 企 業(yè) 作 為 可 中 斷 負 荷 資源（同一電站的容量資源，不可同時與多個主體進行置換），此外儲能系統(tǒng)優(yōu)先參與需求響應，按照儲能系統(tǒng)容量每年給予儲能運營主體 6 元/k W的補貼，按照響應期間實際放電量給予儲能運營主體 4 元/k Wh的補貼。綜 合來 看 ，浙 江 目 前 1 0 k V大工業(yè)峰谷價差為0.6228元，尖峰低谷價差為0.8元，若一天2次充放電，而且尖峰時長分為上下午各2小時，用戶側儲能電站基本具備經(jīng)濟性。結合溫州、義烏等地的運營補貼，以及需求響應補貼，收益非常可觀。溫州、義烏的儲能政策結合兩地發(fā)展需求給予了非常好的政策思路尤其是義烏的政策，將配置儲能與當?shù)毓夥{和可中斷負荷資源建設相結合，能夠有效發(fā)揮儲能多重價值，緩解當?shù)丶夥鍟r期用電壓力，提升系統(tǒng)使用效率，值得其他類似區(qū)域借鑒。
2.廣東園區(qū)配建儲能需求凸顯
2021年10月，在廣東用電緊張的背景下廣東肇慶發(fā)布了《肇慶高新區(qū)節(jié)約用電支持制造業(yè)發(fā)展的若干措施》，對區(qū)內企業(yè)建設儲能、冰蓄冷項目，建成使用后給予150元/k W補貼，每個區(qū)內企業(yè)最高補貼100萬元，錯峰用電時期，儲能負荷可以沖抵錯峰用電的負荷指標。光伏自用項目，建成使用后給予300元/k W補貼，每個區(qū)內企業(yè)最高補貼100萬元，企業(yè)光伏發(fā)電自用的，錯峰用電時期，光伏部分負荷不納入錯峰用電的負荷指標。結合整個政策來看：安裝儲能的收益主要有：①獲得補貼150元/k W，最高100萬元（估算儲能規(guī)模約6——7MW）；②儲能負荷可以沖抵錯峰用電指標，工廠獲得更多用電時間；③光伏不納入錯峰用電負荷指標，儲能與光伏相結合可以獲得更多的用電時間，儲能可以結合光伏發(fā)電情況，設計多個時段充放電策略，使工廠獲得更多用電時間。
此外，佛山市順德各地區(qū)在用電緊張的情況下，頻繁出臺鼓勵企業(yè)有序用電的各項政策，企業(yè)通過建設儲能設施，參與有序用電、錯峰用電的，可以獲得安裝補貼、發(fā)電量補貼等支持。在用電緊張，尖峰負荷壓力逐年加大的背景下，用戶側儲能的價值凸顯，并逐漸成為剛需，成為新建園區(qū)必要的配套設施。
“補貼為儲能發(fā)展拓展盈利空間”
“當前，儲能項目補償形式主要以投資補償和運營補償為主。”中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟副秘書長李臻說。
“運營補償主要是結合各地分時電價政策、輔助服務政策、需求響應政策等，對儲能項目運營進行適當補貼。”李臻以寧夏為例指出，去年11月，寧夏回族自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布的《自治區(qū)發(fā)展改革委關于開展新型儲能項目試點工作的通知(征求意見稿)》提出，2022年至2023年，給予自治區(qū)儲能試點項目0.8元/千瓦時調峰服務補償價格，每年調用完全充放電次數(shù)不低于300次，并在輔助服務市場中不考慮價格排序，優(yōu)先調用儲能試點項目。
記者了解到，此前蘇州市吳江區(qū)發(fā)布的《分布式光伏規(guī)?；_發(fā)實施方案的通知》亦指出，對實際投運的儲能項目，按照實際放電量給予運營主體補貼0.9元/千瓦時，補貼2年放電量。
數(shù)據(jù)顯示，2021年，儲能調峰價格進一步緊縮，青海儲能調峰價格下調至0.5元/千瓦時，甘肅、新疆、山東儲能調峰價格在0.5元/千瓦時左右，湖南降至0.2元/千瓦時。但儲能的平準化成本在0.8-0.9元/千瓦時之間，遠高于調峰價格，難以實現(xiàn)收支平衡。
“儲能運營補貼政策的發(fā)布，拓展了儲能投資方的盈利空間。”廈門科華數(shù)能科技有限公司市場總監(jiān)陳超表示。記者了解到，按照蘇州市吳江區(qū)儲能項目補貼規(guī)則，一個10兆瓦/40兆瓦時的儲能系統(tǒng)，按照每天兩充兩放進行測算，理想狀態(tài)下每年可獲得運營補貼近2000萬元；按照寧夏補貼方式測算，每個地區(qū)每年最多可以獲得約1.4億元補償。“地方補償使儲能項目收益更為可觀，同時也將吸引了更多相關企業(yè)投資落地。”陳超說。
“調峰時長次數(shù)不明確
補償或成‘紙上談兵’”
中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，截至2021年，我國共有12個省區(qū)市發(fā)布了儲能補貼政策，且補貼力度與補貼形式都有較大突破。
不過，記者在采訪中發(fā)現(xiàn)，在多重補償激勵措施下，儲能投資方仍存諸多顧慮，項目投資積極性仍不高。
“儲能項目參與調峰調頻的收益主要取決于系統(tǒng)對儲能調峰調頻的需求。”陳超分析指出，儲能參與調峰調頻的調用時長、時段、頻次都會影響儲能參與輔助服務市場的收益。部分地區(qū)補償機制中，對于次數(shù)與時長缺少明確說明，實際儲能收益也會大相徑庭，補償數(shù)額或許會成為“紙上談兵”。
“這是儲能投資企業(yè)目前最大的顧慮。”陳超坦言。以寧夏為例，當?shù)氐膬δ茼椖垦a償力度在調峰市場中最高，但寧夏的調頻市場規(guī)模較小，調頻需求不大，若儲能電站僅參與調峰市場，仍難以獲得較好收益。
陳超補充說，部分地區(qū)發(fā)布的儲能參與輔助服務運營規(guī)則中，限定時間一般為兩到三年，時限一過，補償能否延續(xù)、補償數(shù)額是否會發(fā)生變化，都不確定，難以有效保障補償收益。
值得注意的是，儲能項目從規(guī)劃申報到落地實施，短則幾個月，多則1-2年，而政策的不延續(xù)性、不連貫性，很可能導致老項目使用新政策。
記者了解到，儲能項目申報初期，需要按現(xiàn)有補償政策進行建設評估，但如果落地實施期間已出臺新政策，補償機制也將發(fā)生改變。如此，項目建設評估與實際落地情況往往出入較大，項目將不得不按照新政策調整，不利于儲能投資方制定長期發(fā)展計劃。
需建立適宜的儲能價格傳導機制
當前，儲能系統(tǒng)主要運營方式是與發(fā)電機組聯(lián)合，利用調峰調頻等功能獲益。“從全國來看，目前，電力系統(tǒng)調峰資源相對充足，儲能參與調峰調頻的時長不算高。”國網(wǎng)能源研究院相關負責人在接受記者采訪時說。
“就短期來看，明確儲能參與調峰調頻的調用時長、頻次非常必要。”李臻表示，在補償機制中，明確時長與次數(shù)，才能保障儲能項目的基本收益。
以青海為例，青海省發(fā)改委、科技廳等聯(lián)合下發(fā)的《關于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試行）的通知》指出，保證儲能設施利用小時數(shù)不低于540小時。“當?shù)氐难a償機制對儲能收益進行了合理傳導。”李臻說。
“儲能作為電力調峰輔助服務市場中的一種手段，單靠從電力調峰輔助服務市場盈利并不現(xiàn)實，接下來應拓展儲能盈利渠道、探索儲能多元化盈利模式。”上述負責人建議。
“電價政策或是儲能現(xiàn)市場化發(fā)展的關鍵。”有業(yè)內人士分析稱，應進一步完善分時電價機制，合理拉大峰谷電價差并建立尖峰電價上浮機制，并將儲能市場交易定價機制與電力現(xiàn)貨交易價格掛鉤，促進優(yōu)化資源配置。
該人士還建議，將儲能系統(tǒng)與增量配電等系統(tǒng)結合，鼓勵參與電力現(xiàn)貨市場交易，發(fā)揮儲能技術特點，提升需求側用電響應能力，增加儲能項目經(jīng)濟性，降低國家對大電網(wǎng)輸配能力的要求；與此同時，應研究建立儲能參與中長期交易、現(xiàn)貨和輔助服務等各類電力市場的準入條件、交易機制和技術標準，加快推動儲能進入并允許同時參與各類電力市場。
前景依舊值得期待
隨著我國電力市場改革的深入推進， 儲能電站既可以為大用戶提供套利空間， 也可以為市場參與者提供調頻、調峰等輔助服務。但是前期投資過大也是困擾電化學儲能電站建設的一大痛點。據(jù)估算，百兆瓦級電化學儲能電站的建設投資，如采用磷酸鐵鋰電池方案，總造價在3——4億元人民幣左右，鈦酸鋰電池方案則更高。
但是同時也要看到，儲能電站的收益往往是多方面的，既需要評估投資主體的主要收益，同時還要考慮到其他隱性的經(jīng)濟效益和社會效益，如新能源接入、輔助調頻應用以及降低重要用戶停電損失等。當然，儲能系統(tǒng)的安全性問題同樣需要引起我們的足夠重視。
隨著儲能技術的發(fā)展以及單位成本的降低，儲能系統(tǒng)在電網(wǎng)側和用戶側的應用前景值得期待。
原標題：建立適宜的儲能價格傳導機制，加快推動儲能進入各類電力市場
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