2021年12月17日，浙江海寧市發改委發布關于加快推動新型儲能發展的實施意見（征求意見稿）（以下簡稱“《意見稿》”,提出支持引導新型儲能通過市場方式實現全生命周期運營。過渡期間，對于年利用小時數不低于600小時并接受統一調度的調峰項目給予容量補償，暫定按照200元/千瓦、180元/千瓦、170元/千瓦的標準逐年退坡，已享受省級補償的項目不再重復補償。

實際上，近期寧夏、新疆、山東等省區也相繼發布了儲能調峰補貼政策。業內分析機構認為，補貼會提升儲能電站收益率，進而提升行業投資積極性。

激發新一輪建設積極性

據記者梳理，2021年，全國已有20余個省市區提出建設“風光儲一體化”，17個省市區要求新能源必須配置儲能，且配置比例基本在5%-20%之間。據中關村儲能產業技術聯盟統計，2021年上半年，國內新增新型儲能項目257個，儲能規模1180萬千瓦，分別是2020年同期的1.6倍和9倍。新增投運項目規模30.44萬千瓦/62.39萬千瓦，10萬千瓦以上規模的項目個數是2020年同期的8.5倍。

梧桐樹資本投資總監楊炯告訴記者，2021年“風電+光伏”的總裝機量超過1.27億千瓦，若配套儲能裝機按照10%計算，預計裝機量超過1200萬千瓦。“儲能市場的快速發展，得益于多個省份的強制裝機要求，多個省份要求新建新能源發電站需配備10%—20%的兩小時儲能系統，新能源配儲成為大勢所趨。再加上2021年11月起，多省發布儲能調峰補貼政策。多重利好下，儲能電站的建設積極性會更上一層樓。”

在中關村儲能產業技術聯盟副秘書長李臻看來，儲能電站參與調峰補償政策，能夠促進儲能項目的落地實施。“結合地方需求，給予儲能合理的補貼政策，是直接有效的激勵手段。”

或改變儲能電站閑置現狀

儲能參與調峰過去一直算不過來經濟賬，導致很多儲能電站“寧可歇著也不參與”。有專家坦言：“儲能電池度電成本現在約為0.8元左右，大部分的調峰補償價格都比這個數字低，沒有經濟性，儲能參與市場不積極。”實際上，強制配儲政策拉動儲能電站裝機量猛增，但并網時間不定、盈利模式不明，導致企業“鉆空子”的現象已有發生。

楊炯認為：“目前，調峰是儲能電站最主要的收入來源，但是相應的收益卻不足。2020年底，青海將儲能調峰價格由0.7元/千瓦時下調至0.5元/千瓦時，湖南則從0.5元/千瓦時降至0.2元/千瓦時，而儲能的平準化成本在0.8-0.9元/千瓦時之間。儲能調峰補貼政策的發布，讓企業算得過來賬了。”

李臻告訴記者：“以浙江出臺的儲能指導意見為例，綜合容量補貼及調峰收益，尚難完全實現收支平衡。根據浙江最新的輔助服務市場交易規則，調頻考核指標主要體現在調節速率、響應時間和調節精度，其中調節速率所占權重最大，綜合來看，考核指標有利于儲能參與調頻市場。若煤價回歸正常后，按儲能容量每月給予20萬千瓦時/兆瓦調頻獎勵一定用煤量指標，增發電量也將是一筆收益。因此，儲能電站的收益還應該更多元。隨著電力市場的完善，儲能可以在電力市場中發揮多重價值，獲取多重收益。”

也有一些業內人士提醒，現階段儲能調峰頻率由調度決定，可能由于運行次數過少無法盈利，導致收益不達預期。對此，李臻認為，儲能參與各類市場交易，有助于儲能獲取多重收益，但機遇與風險并存，能否真正獲益，一方面需要不斷完善市場規則，建立合理的市場機制；另一方面，儲能從業者也應積極主動參與規則設計，了解市場運行方式，優化電站運行策略，提升抗風險能力，對市場變化形成合理預判。