界面新聞記者 | 王勇

儲能市場越來越火熱了。

日前召開的第十一屆儲能國際峰會暨展覽會現場，火爆程度超出往年。開展當天的首鋼園外，觀展的人群排起很長的隊伍。

據會議主辦方統計，展會前兩天累計入場人數突破11萬，300余家儲能企業參展，共舉辦了30余場主題論壇。在由寧德時代(300750.SZ)、陽光電源(300274.SZ)等六家企業命名的展館內，到處可見交流攀談的人士，部分新品發布及路演現場更是被圍得水泄不通。

從各參與者的討論熱度看，新能源強制配儲成為備受關注的話題之一。

在主論壇的高峰對話環節，電網公司、儲能龍頭企業、學者專家就“強制配儲”這一話題展開了討論。在清華大學教授、中國能源研究會儲能專委會副主任委員夏清的主持下，通過步步緊逼的設問，各方爭論激烈。

對于新能源強制配儲，此前國家及地方層面均出臺了相關政策。

2021年7月，國家能源局印發的《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，提出“為鼓勵發電企業市場化參與調峰資源建設，超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。”

地方政策一般按照5%-20%的不同比例，要求新能源項目強制配儲。截至目前，已有超過23個省市區發布相關政策。

政策刺激新型儲能市場大規模爆發。去年中國新型儲能新增投運7.3 GW，同比增長近2倍，這也是中國首次超越美國成為了全球第一。新型儲能是指除抽水蓄能以外的新型儲能技術。

根據CNESA全球儲能項目庫預測，到2030年，國內新型儲能總投資規模將近9000億元。

但隨著風光等新能源進入平價時代，以及部分需要參與電力市場競價等的情況下，新能源強配儲政策的爭議之聲越來越大。

“如果新能源項目不強制配儲，我想沒有一家公司是愿意配儲的。”遠景能源高級副總裁田慶軍在近期儲能國際峰會高峰對話環節稱，“因為儲能沒有發揮其價值，市場對其的態度是越便宜越好，而不是質量越高越好。”

爭議強配儲

“新能源強配儲能帶來的問題主要有兩方面，一是成本增加，二是資源浪費。”一位業內人士在會上表示。

他指出，新能源已經完全平價，有些地方新能源參與電力市場交易，競價結果低于平價電價，“這是惡性競爭的結果。”

從與會開發商的態度看，他們對新能源強制配儲在現階段發揮的作用有質疑。

上述業內人士表示，從利用系數看，裝機規模最大的電源側儲能反而利用率最低，這不利于整個儲能行業的發展，會導致出現劣幣驅逐良幣的現象。

畢馬威在3月發布的《新型儲能助力能源轉型》報告也指出，當前新能源企業配儲成本主要由企業自身承擔，給企業帶來較大壓力。企業可能傾向于選擇性能較差、初始成本較低的儲能產品，把儲能作為可再生能源優先并網的工具。

畢馬威統計數據顯示，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，初始投資將增加8%-10%；風電場配建同樣容量的儲能項目，初始投資成本將增加15%-20%。

若發電側單一環節主要承擔儲能成本，儲能所能提供的削峰填谷、容量資源、調頻備用、延緩輸電投資、增進電網穩定等服務卻體現在多個環節。這也造成了儲能成本疏導不暢、社會投資意愿不強等問題。

“在制度經濟學里，設計機制時非常重要的原則是——誰創造的效益由誰來分享，誰產生的成本由誰來承擔。”清華大學電機系副教授鐘海旺表示。

他解釋稱，新能源和負荷側都是造成電力系統波動性的主體，都應該歸為“肇事者”，需要承擔相應的成本。

“只有讓這些主體感到成本壓力，才能從制度上讓它們主動消除不確定性和波動性。”鐘海旺說，這相當于利用市場化的引導作用，達到消減系統波動性的效果。

夏清也表示，如果“肇事者”不承擔儲能成本，讓別人承擔，會造成資源錯配，導致肆無忌憚的波動。

出路在哪里？

新能源開發商們希望政策發生轉向，不再強制配儲，或者允許新能源搭配的儲能擁有更多的參與模式，比如參與電力現貨交易，接受電網調度，從中獲取收益。

“但即便山東、山西等省份，打通了新能源配儲可以轉為獨立儲能參與市場這一通道，但并沒有解決‘羊毛出在羊身上’的問題。”上述業內人士舉例稱，有的儲能項目，56%的收入來自新能源項目的租賃，即靠租金維持儲能電站的生存，這同時意味著新能源項目要付出大量的租用儲能電站的成本。

“新能源配儲本質上是一種計劃手段。如何使用的市場機制，并沒有到位。”夏清在會上表示，這是問題的根源。

有電網公司負責人也在會場回應稱，目前部分地方電網已經出臺了配儲入市以及配儲轉獨立儲能的政策，但存量新能源側配置的儲能要達到調用條件，還要做一些技術上的調整。

另一電力公司調控中心工作人員表示，“只要儲能項目具備獨立的控制條件和要求，就可以參與現貨市場及全省調頻輔助服務，只要全省有需求就可以來參與。如果僅定位自用，難免會出現利用率不足的情況。”

從兩家區域電網公司的回應看，電網已給新能源配儲留下了轉為“獨立儲能”運行的渠道，即從服務企業本身轉向服務電網需求。

據上述人士介紹，其所在省份新能源裝機已達4000萬千瓦，一次調頻的需求為每天800-1000次，每次調節的里程需求約是120 MW。按照現有調頻市場報價，若儲能能參與一次調頻市場，約可獲得收益550萬元。

除一次調頻外，儲能還有現貨市場收益。該人士稱，2022年其所在省現貨市場峰谷價差約為0.6元/kWh，以10萬千瓦獨立儲能項目進行測算，若有4小時的充放電，一充一放能賺24萬元。除檢修時間外，一年按250天運行天數測算，一年能有6000萬元現貨市場收益。

“一次調頻+現貨”的模式，將給新能源配儲新的盈利方向轉型提供了參考。

儲能在電力系統及輔助服務等不同環節，會產生不同的應用價值，包括容量價值、功率價值、備用價值等。在此過程中，儲能可以通過峰谷套利、基本容量、輔助服務（調峰、調頻、黑啟動）、需求側響應等方面獲取收益。

其中，輔助服務有固定補償和市場化補償兩種形式，固定補償一般按照各省電力輔助服務管理實施細則等規定的標準獲取收益，市場化補償則按照地區輔助服務市場運營規則獲取市場化收益。

畢馬威分析指出，根據“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”原則，輔助服務補償應當由發電側和用戶側共同承擔。但目前國內電網側輔助服務成本還難以傳輸到用戶側，在一定程度可能會限制輔助服務市場的發展。

上述業內人士認為，未來儲能電站的發展方向，應多以電網側集中獨立共享電站的形式出現，同時加快推進電源側儲能改造，使其真正參與到市場交易中。

“儲能行業要加強規劃，發揮電網公司平臺作用，加強現貨市場模擬系統的研究，多元化挖掘儲能行業的發展潛力等。”該人士稱。

田慶軍也呼吁，一是希望儲能能夠從大電網集中控制，發展到新能源電力企業分散控制，二是希望包括電力現貨交易等信息和數據相對透明；三是希望政策具有連續性，朝令夕改增加了已落地項目的風險；四是建議儲能項目在驗收并網環節嚴格標準，避免魚目混珠。

不少與會者認為，儲能行業正處于從商業化初期向規模化發展轉變的關鍵期，從底層商業邏輯到項目落地運行，仍存在諸多問題，需要頂層設計、電網公司、新能源企業、儲能企業、用戶側等多方主體共同摸索。