近日，經過嚴苛并網性能和涉網測試，由廣東廣特電氣股份有限公司投資建設的恒益電廠20MW/10MWh火電儲能輔助調頻項目正式投運。數據顯示，截至2020年7月，我國投運、在建、中標的火儲聯合調頻項目總數已達58個，呈現出較快增長態勢。

據記者了解，2018年，我國火儲聯合調頻市場開始起步，新增電化學儲能項目裝機規模達到12.9萬千瓦，占當年新增電化學儲能項目總規模的21.1%。在各地相繼出臺電力輔助服務市場政策的背景下，近兩年來火儲聯合調頻已成長為國內化學儲能產業中“率先實現商業化”的領域。該模式在山西、蒙西、京津唐、廣東已進入產業爆發期，在江西、福建等地也開始陸續落地。但多位專家向記者透露，在迅速發展的背后，行業發展的深層次問題也開始顯現。

企業扎堆進入

投資回報周期延長

梧桐樹投資新能源新材料投資總監吳川表示，化學儲能輔助調頻的商業模式，主要是通過提高機組的考核分數來增加其在儲能服務費資金池的分成比例，進而實現盈利。早期建設的儲能輔助調頻項目確有較好的投資回報，輔助服務補貼為10元/MW,投資回收期約為2年，但隨著建設儲能輔助調頻的機組越來越多，規模相對固定的資金池被迅速攤薄，部分項目已經出現了虧損。當前補貼標準已降低了50%，投資回收期也隨之延長至4-5年。

“另外，從適用性上來看，目前主要采用的鋰電池儲能技術并不是輔助調頻的最佳選擇。”調頻領域從業人士王琤表示，火儲調頻的市場規模在部分區域已趨于飽和，隨著眾多新勢力的擠入，火儲聯合調頻市場儼然已成一片“紅海”。

市場規模有限

且費用結算周期長

“根據國外市場的發展經驗，調頻是一個容量有限的市場。事實上，山西、蒙西、京津唐、廣東四地火儲聯合調頻市場規模總計也就只有幾億元，并沒有像外界宣傳的那樣大。”山東省儲能協會專委會副主任委員劉軍說。

一位不愿具名的火儲調頻項目投資者以廣東為例給記者算了一筆賬：如果為一臺30萬千瓦的火電機組配置9MW/4.5MWh的儲能系統，且火儲聯合調頻全年按投入300天計算，那么其年補償費用約2700萬元。扣除機組調頻保底費用500萬元，儲能系統按70%分成約能分到1500萬元，去掉相應的運維費用等，企業每年實際的收益將低于1000萬元。“當前廣東擬建、在建和投運的項目已達20多個，在市場規模基本飽和的狀態下，對于收益低于1000萬元的項目來說是不太可能賺錢的，扣除各項成本支出后，甚至可能處于虧損狀態。”

國網能源院新能源所高級工程師胡靜指出，儲能通過聯合火電調頻在盈利空間有限的同時，也面臨收益不穩定的問題。“目前的輔助服務費用和電費一起采用‘日結月算’的模式。電網按照事先約定的效益分享比例，結算資金給電廠后，再由電廠結算給第三方儲能投資者。這樣一來，儲能投資者實際上的結算周期，短則半年長則一年，很容易形成‘三角債’。”

需從技術、政策、

監管等方面尋找突破口

吳川指出，解決火儲調頻的經濟性問題，需要技術和政策雙輪驅動。“從技術角度來看，飛輪儲能、混合儲能是更適合輔助調頻的技術手段，新技術將進一步降低成本，提高效果；從政策角度來看，需要電網進行頂層設計，進一步明確調頻服務能力的資源屬性，建立更加合理的調頻服務購買和付費機制，保障儲能輔助調頻收益處于合理水平。”

“應積極解決儲能成本疏導問題，將特殊應用場景下的儲能納入輸配電價監管。”胡靜認為，我國應根據儲能的功能定位和應用場景，采用“宜監管則監管，宜市場則市場”的原則，對火儲調頻規劃、投資等加強監管，理順成本疏導機制，推動行業健康發展。