近日，四川省成都市經(jīng)信局發(fā)布關于公開征求《成都市能源結構調(diào)整十條政策措施》《成都市能源結構調(diào)整行動方案（2021-2025年）》意見建議的通知。通知要求，積極推進電源、電網(wǎng)、用戶側配套建設儲能示范建設，按儲能設施規(guī)模200元/千瓦給予補助。
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(nèi)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。”
“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(diào)峰服務補償價格，每年調(diào)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(diào)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(diào)峰價格進一步緊縮，青海儲能調(diào)峰價格下調(diào)至0.5元/千瓦時，甘肅、新疆、山東儲能調(diào)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(diào)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(diào)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(diào)峰調(diào)頻的收益主要取決于系統(tǒng)對儲能調(diào)峰調(diào)頻的需求。”陳超分析指出，儲能參與調(diào)峰調(diào)頻的調(diào)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(diào)峰市場中最高，但寧夏的調(diào)頻市場規(guī)模較小，調(diào)頻需求不大，若儲能電站僅參與調(diào)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(diào)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(diào)峰調(diào)頻等功能獲益。“從全國來看，目前，電力系統(tǒng)調(diào)峰資源相對充足，儲能參與調(diào)峰調(diào)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(diào)峰調(diào)頻的調(diào)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(diào)峰輔助服務市場中的一種手段，單靠從電力調(diào)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。
“電價政策或是儲能實現(xiàn)市場化發(fā)展的關鍵。”有業(yè)內(nèi)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。
