一直以來，這個細分領域由開創(chuàng)者睿能世紀和上市公司科陸電子來主導，如今新玩家的數(shù)量正在不斷增加，可以列出一份長長的名單，它囊括了中安創(chuàng)盈、華泰慧能、萬克能源、?；履茉?、萬匯通能源、德升新能源、海博思創(chuàng)、智光電氣、北京道威、智中能研……相信其中很多企業(yè)的名字你之前都沒有聽說過。
隨著眾多新勢力的競相擠入，在短短一年多時間里，AGC聯(lián)合調頻儼然成了一片“紅海”。老牌公司和眾多新興勢力在此短兵相接，價格上的血拼，正赤裸裸地展示了這個市場的殘酷。那么，AGC聯(lián)合調頻的市場空間到底有多大？這個急速變化的市場又面臨怎樣的風險？
7月中下旬，“儲能100人”參加由中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟組織的“儲能聯(lián)盟中國行產(chǎn)業(yè)調研”活動，相繼走訪了安徽、廣東等地的10余家企業(yè)。其中既包括電池企業(yè)，也包括系統(tǒng)集成商和投資企業(yè)。我們與業(yè)內人士就目前的AGC儲能聯(lián)合調頻市場狀況、面臨的問題以及后續(xù)的解決辦法進行了充分的交流和探討。
?、?emsp;無法支撐的高分成比例
今年以來，廣東AGC儲能調頻成為中國儲能最火熱的市場之一，電廠招標如浪迭起。截止目前，廣東擬建、在建和投運的項目已經(jīng)達20余個。
“儲能100人”獨家獲取的信息顯示，目前具備參與廣東二次調頻市場的火電機組一共107臺，基本都是30萬千瓦及以上的機組。其中包括熱電聯(lián)產(chǎn)19臺，常規(guī)煤機76臺，自備電廠2臺，點對網(wǎng)4臺，資源綜合利用（燒煤矸石）6臺。
其中，今年6、7月廣東的日平均調頻需求為942MW，日平均中標機組數(shù)為24臺，日均調頻收益約為200萬元。根據(jù)廣東電科院的一位專家介紹，目前廣東區(qū)域內的水電廠是參與調頻的，但并不與火電排名競爭。預計能中標的儲能火電機組也就前20家。短期來看，如果所有項目建成，廣東儲能聯(lián)合調頻市場已經(jīng)飽和。
根據(jù)國外市場的發(fā)展經(jīng)驗，調頻是一個容量有限的市場。儲能作為優(yōu)質調頻資源，大規(guī)模的應用不可避免地帶來市場飽和及價格下降等問題。“目前國內AGC聯(lián)合調頻市場山西、蒙西、京津唐、廣東四地加起來其實也就幾個億的市場空間，并沒有像外界宣傳的那樣大。”山東省儲能協(xié)會專委會副主任委員劉軍說。
讓業(yè)內擔憂的是，除了招標項目的劇增，不斷上調的分成比例容易造成市場錯亂，最后的結果是誰也玩不下去。
把時間撥回到2018年5月，在內蒙古能源發(fā)電集團烏斯太電廠項目中，萬克能源報出了在投資回收前與電廠“五五分”、投資回收后“三七開”的價格，開啟了行業(yè)超低價競爭的先河。
業(yè)內普遍認為，就當前情況來看，這樣的分成不太可能賺錢，甚至有可能是賠錢的。
有投資商給“儲能100人”算了一筆賬，以廣東為例，針對一臺30萬的火電機組，配置9MW/4.5MWh的儲能系統(tǒng)，AGC調頻全年按投入300天計算，年補償費用約2700萬元?？鄢龣C組調頻保底費用500萬，按三七比例分成約分到1500萬，再去掉相應的運維費用，實際到手在1000多萬。而初始投資額在3800萬左右，這意味著投資回報周期超過4年。
“到了后期，隨著調頻里程、租金價格下降，企業(yè)每年實際的收益將低于1000萬元。國內調頻工況負荷高，儲能系統(tǒng)一天充放電要幾百次乃至上千次，鐵鋰2C的電池能用多久，全生命周期內需要更換幾次還需要時間來驗證，這些都需要額外追加投資。”上述投資人表示。
與眾多激進者形成鮮明對比的是，早期的投資者正在變得謹慎。“在保底的基礎上，三七分應該是大家遵守的底線，五五分純粹是不要命的搞法。”一位長期從事聯(lián)合調頻的企業(yè)負責人認為。
“為了拿到項目，有些企業(yè)可能有些饑不擇食了。”上述人士認為，一般篩選機組都要按照各地的調頻規(guī)則先進行模擬測算，最終能否掙錢需要根據(jù)機組鍋爐性能、控制系統(tǒng)運行狀況、電池性能、電廠位置和電網(wǎng)指令等方面進行綜合評判。
?、?emsp;政策不確定性是最大的風險
2016年6月，國家能源局發(fā)布《關于促進電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務補償（市場）機制試點工作的通知》，首次給予電儲能設施參與輔助服務的獨立合法地位。
在此后的三年里，電儲能出現(xiàn)了在各地的輔助服務市場化改革方案里?；仡^來看，儲能聯(lián)合調頻市場之所以快速崛起，離不開國家層面上政策的支持和引導。但地方政策的突變，有時又會給行業(yè)尤其投資者帶來巨大的壓力，政策的不確定性一直是行業(yè)面臨的最大挑戰(zhàn)。
2018年1月1日，山西在全國率先開啟競價模式，不再實行事前定價。將電儲能調頻市場的服務申報價格下調為5-10元/MW，相較于此前的15元/MW，實際降幅超過一半。
據(jù)了解，目前山西儲能機組的申報價格基本都是按照5元/MW的最低價格“貼地飛行”。有企業(yè)認為，在這一機制下，投資企業(yè)不會指望1-2年就收回成本，但也不至于8-10年都收不回成本，山西市場還有繼續(xù)做的價值。
令業(yè)內錯愕的是蒙西的政策，2019年蒙西首先提高了發(fā)電廠的準入門檻，隨后在《內蒙古電網(wǎng)并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則（試行）》中，對補償系數(shù)進行了大幅修正，補償價格已從5元/MW降至3元/MW。
這種斷崖式的下調讓儲能投資熱情將受到重挫，也讓前期投運在建的項目面臨較大的投資風險。
劉軍向“儲能100人”分析了政策調整的原因：由于蒙西上網(wǎng)電價遠低于蒙東，導致近兩年蒙西用電量增幅非常大。另外蒙西的新能源裝機尤其是風電占比非常高，在春夏之交的時候，風速小導致風電發(fā)電量上不來，內蒙面臨電力短缺的情況。蒙西電網(wǎng)真正的需求是發(fā)電和調峰，而非調頻。
“雖然目前都是競價，華北區(qū)域調低價格更多采用的是行政手段，相對來說，廣東的市場更透明，也更市場化一些。”一家設計院的人員表示。
政策的波動并非儲能企業(yè)所能左右。但在業(yè)內人士看來，在儲能技術還尚未充分驗證和迭代的情況下，企業(yè)和市場的關注點被迫過早地轉移至政策風險上，頻繁的政策變動讓投資者都在追求“快進快出”，非常不利于行業(yè)的健康發(fā)展。
?、?emsp;未來的出路在哪里？
對于當下的電網(wǎng)、電廠、儲能來說，“兩個細則”下的三者關系仍帶有計劃經(jīng)濟色彩，是一種脆弱的生態(tài)關系。十幾年來，發(fā)電企業(yè)一直在承擔輔助服務費用。換言之，提供電力服務的是電廠，為儲能輔助服務買單的也是電廠，本質上是零和游戲。
在這種考核補償模式下，儲能的價值必須依附電廠來實現(xiàn)，否則沒有資格參加這個“游戲”。這也客觀決定了儲能在與電廠博弈過程中的弱勢地位。
有投資商反饋，目前的輔助服務費用和電費一起采用“日結月算”的模式，由電網(wǎng)結算給電廠再結算給儲能廠商。但實際上的結算周期，短則半年長則一年也是常有的事，很容易形成“三角債”。
“如果加上火電廠本身經(jīng)營情況不好，結算的錢更是遙遙無期。”上述投資商建議，儲能參與輔助服務的費用應該由電網(wǎng)跟儲能投資商單獨結算。
電力領域資深專家谷峰認為，儲能提供輔助服務目前都需要掛上一個發(fā)電企業(yè)的“戶頭”。這種“寄生”模式雖然為新技術提供了發(fā)展渠道，但同時也在一定程度上限制了其快速發(fā)展的可能，造成電化學儲能電站無法按照最優(yōu)的技術模式提供調頻服務。
比亞迪電力科學院總工程師張子峰就曾表示，隨著部分區(qū)域電力市場的逐步開放，比起整合型儲能電站，獨立型儲能電站更具優(yōu)勢，價值會進一步凸顯。
讓儲能更好的參與電力市場競爭，是全球儲能的發(fā)展主基調。從長遠來看，按照“誰投資誰受益，誰受益誰買單”的市場經(jīng)濟原則，儲能參與輔助服務的費用最終需要疏導到用戶側，以市場化的電價來體現(xiàn)。也許到那個時候，業(yè)界期待的獨立型儲能電站才會大規(guī)模到來。
幫火電調頻“開外掛”，只是儲能在電力輔助服務市場的一個起點，也是當下的權宜之計。在未來很長一段時間內，如何讓儲能這個新業(yè)態(tài)從目前的“兩個細則”逐步平穩(wěn)過渡到未來的電力現(xiàn)貨市場中考驗著各地政策制定者的智慧。
