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观察 |“火储联合调频”经济性短板凸显

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【观察 |“火储联合调频”经济性短板凸显】据采访人员了解 ， 2018年 ， 我国火储联合调频市场开始起步 ， 新增电化学储能项目装机规模达到12.9万千瓦 ， 占当年新增电化学储能项目总规模的21.1% 。 在各地相继出台电力辅助服务市场政策的背景下 ， 近两年来火储联合调频已成长为国内化学储能产业中“率先实现商业化”的领域 。 该模式在山西、蒙西、京津唐、广东已进入产业爆发期 ， 在江西、福建等地也开始陆续落地 。 但多位专家向采访人员透露 ， 在迅速发展的背后 ， 行业发展的深层次问题也开始显现 。
企业扎堆进入
投资回报周期延长
梧桐树投资新能源新材料投资总监吴川表示 ， 化学储能辅助调频的商业模式 ， 主要是通过提高机组的考核分数来增加其在储能服务费资金池的分成比例 ， 进而实现盈利 。 早期建设的储能辅助调频项目确有较好的投资回报 ， 辅助服务补贴为10元/MW,投资回收期约为2年 ， 但随着建设储能辅助调频的机组越来越多 ， 规模相对固定的资金池被迅速摊薄 ， 部分项目已经出现了亏损 。 当前补贴标准已降低了50% ， 投资回收期也随之延长至4-5年 。
“另外 ， 从适用性上来看 ， 目前主要采用的锂电池储能技术并不是辅助调频的最佳选择 。 ”调频领域从业人士王琤表示 ， 火储调频的市场规模在部分区域已趋于饱和 ， 随着众多新势力的挤入 ， 火储联合调频市场俨然已成一片“红海” 。
市场规模有限
且费用结算周期长
“根据国外市场的发展经验 ， 调频是一个容量有限的市场 。 事实上 ， 山西、蒙西、京津唐、广东四地火储联合调频市场规模总计也就只有几亿元 ， 并没有像外界宣传的那样大 。 ”山东省储能协会专委会副主任委员刘军说 。
一位不愿具名的火储调频项目投资者以广东为例给采访人员算了一笔账：如果为一台30万千瓦的火电机组配置9MW/4.5MWh的储能系统 ， 且火储联合调频全年按投入300天计算 ， 那么其年补偿费用约2700万元 。 扣除机组调频保底费用500万元 ， 储能系统按70%分成约能分到1500万元 ， 去掉相应的运维费用等 ， 企业每年实际的收益将低于1000万元 。 “当前广东拟建、在建和投运的项目已达20多个 ， 在市场规模基本饱和的状态下 ， 对于收益低于1000万元的项目来说是不太可能赚钱的 ， 扣除各项成本支出后 ， 甚至可能处于亏损状态 。 ”
国网能源院新能源所高级工程师胡静指出 ， 储能通过联合火电调频在盈利空间有限的同时 ， 也面临收益不稳定的问题 。 “目前的辅助服务费用和电费一起采用‘日结月算’的模式 。 电网按照事先约定的效益分享比例 ， 结算资金给电厂后 ， 再由电厂结算给第三方储能投资者 。 这样一来 ， 储能投资者实际上的结算周期 ， 短则半年长则一年 ， 很容易形成‘三角债’ 。 ”
需从技术、政策、
监管等方面寻找突破口
吴川指出 ， 解决火储调频的经济性问题 ， 需要技术和政策双轮驱动 。 “从技术角度来看 ， 飞轮储能、混合储能是更适合辅助调频的技术手段 ， 新技术将进一步降低成本 ， 提高效果；从政策角度来看 ， 需要电网进行顶层设计 ， 进一步明确调频服务能力的资源属性 ， 建立更加合理的调频服务购买和付费机制 ， 保障储能辅助调频收益处于合理水平 。 ”
“应积极解决储能成本疏导问题 ， 将特殊应用场景下的储能纳入输配电价监管 。 ”胡静认为 ， 我国应根据储能的功能定位和应用场景 ， 采用“宜监管则监管 ， 宜市场则市场”的原则 ， 对火储调频规划、投资等加强监管 ， 理顺成本疏导机制 ， 推动行业健康发展 。
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