日前，浙江海宁市发改委发布关于加快推动新型储能发展的实施意见(征求意见稿)(以下简称“《意见稿》”，提出支持引导新型储能通过市场方式实现全生命周期运营。过渡期间，对于年利用小时数不低于600小时并接受统一调度的调峰项目给予容量补偿，暂定按照200元/千瓦、180元/千瓦、170元/千瓦的标准逐年退坡，已享受省级补偿的项目不再重复补偿。
实际上，近期宁夏、新疆、山东等省区也相继发布了储能调峰补贴政策。业内分析机构认为，补贴会提升储能电站收益率，进而提升行业投资积极性。
激发新一轮建设积极性
据记者梳理，2021年，全国已有20余个省市区提出建设“风光储一体化”，17个省市区要求新能源必须配置储能，且配置比例基本在5%-20%之间。据中关村储能产业技术联盟统计，2021年上半年，国内新增新型储能项目257个，储能规模1180万千瓦，分别是2020年同期的1.6倍和9倍。新增投运项目规模30.44万千瓦/62.39万千瓦，10万千瓦以上规模的项目个数是2020年同期的8.5倍。
梧桐树资本投资总监杨炯告诉记者，2021年“风电+光伏”的总装机量超过1.27亿千瓦，若配套储能装机按照10%计算，预计装机量超过1200万千瓦。“储能市场的快速发展，得益于多个省份的强制装机要求，多个省份要求新建新能源发电站需配备10%—20%的两小时储能系统，新能源配储成为大势所趋。再加上2021年11月起，多省发布储能调峰补贴政策。多重利好下，储能电站的建设积极性会更上一层楼。”
在中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻看来，储能电站参与调峰补偿政策，能够促进储能项目的落地实施。“结合地方需求，给予储能合理的补贴政策，是直接有效的激励手段。”
或改变储能电站闲置现状
储能参与调峰过去一直算不过来经济账，导致很多储能电站“宁可歇着也不参与”。有专家坦言：“储能电池度电成本现在约为0.8元左右，大部分的调峰补偿价格都比这个数字低，没有经济性，储能参与市场不积极。”实际上，强制配储政策拉动储能电站装机量猛增，但并网时间不定、盈利模式不明，导致企业“钻空子”的现象已有发生。
杨炯认为：“目前，调峰是储能电站最主要的收入来源，但是相应的收益却不足。2020年底，青海将储能调峰价格由0.7元/千瓦时下调至0.5元/千瓦时，湖南则从0.5元/千瓦时降至0.2元/千瓦时，而储能的平准化成本在0.8-0.9元/千瓦时之间。储能调峰补贴政策的发布，让企业算得过来账了。”
李臻告诉记者：“以浙江出台的储能指导意见为例，综合容量补贴及调峰收益，尚难完全实现收支平衡。根据浙江最新的辅助服务市场交易规则，调频考核指标主要体现在调节速率、响应时间和调节精度，其中调节速率所占权重最大，综合来看，考核指标有利于储能参与调频市场。若煤价回归正常后，按储能容量每月给予20万千瓦时/兆瓦调频奖励一定用煤量指标，增发电量也将是一笔收益。因此，储能电站的收益还应该更多元。随着电力市场的完善，储能可以在电力市场中发挥多重价值，获取多重收益。”
也有一些业内人士提醒，现阶段储能调峰频率由调度决定，可能由于运行次数过少无法盈利，导致收益不达预期。对此，李臻认为，储能参与各类市场交易，有助于储能获取多重收益，但机遇与风险并存，能否真正获益，一方面需要不断完善市场规则，建立合理的市场机制；另一方面，储能从业者也应积极主动参与规则设计，了解市场运行方式，优化电站运行策略，提升抗风险能力，对市场变化形成合理预判。
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