“装机最大的电源侧储能反而利用率最低”，新能源强配储再引争议
储能市场越来越火热了。日前召开的第十一届储能国际峰会暨展览会现场，火爆程度超出往年。开展当天的首钢园外，观展的人群排起很长的队伍。据会议主办方统计，展会前两天累计入场人数突破11万，300余家储能企业参展，共举办了30余场主题论坛。在由宁德时代(300750.SZ)、阳光电源等六家企业命名的展馆内，到处可见交流攀谈的人士
除一次调频外，储能还有现货市场收益。据邹鹏介绍，2022年山西现货市场峰谷价差约为0.6元/kWh，以10万千瓦独立储能项目进行测算，若有4小时的充放电，一充一放能赚24万元。除检修时间外，一年按250天运行天数测算，一年能有6000万元现货市场收益。
“一次调频+现货”的模式，将给新能源配储新的盈利方向转型提供了参考。
储能在电力系统及辅助服务等不同环节，会产生不同的应用价值，包括容量价值、功率价值、备用价值等。在此过程中，储能可以通过峰谷套利、基本容量、辅助服务（调峰、调频、黑启动）、需求侧响应等方面获取收益。
其中，辅助服务有固定补偿和市场化补偿两种形式，固定补偿一般按照各省电力辅助服务管理实施细则等规定的标准获取收益，市场化补偿则按照地区辅助服务市场运营规则获取市场化收益。
毕马威分析指出，根据“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则，辅助服务补偿应当由发电侧和用户侧共同承担。但目前国内电网侧辅助服务成本还难以传输到用户侧，在一定程度可能会限制辅助服务市场的发展。
田龙虎认为，未来储能电站的发展方向，应多以电网侧集中独立共享电站的形式出现，同时加快推进电源侧储能改造，使其真正参与到市场交易中。
“储能行业要加强规划，发挥电网公司平台作用，加强现货市场模拟系统的研究，多元化挖掘储能行业的发展潜力等。”田龙虎称。
田庆军也呼吁，一是希望储能能够从大电网集中控制，发展到新能源电力企业分散控制，二是希望包括电力现货交易等信息和数据相对透明；三是希望政策具有连续性，朝令夕改增加了已落地项目的风险；四是建议储能项目在验收并网环节严格标准，避免鱼目混珠。
不少与会者认为，储能行业正处于从商业化初期向规模化发展转变的关键期，从底层商业逻辑到项目落地运行，仍存在诸多问题，需要顶层设计、电网公司、新能源企业、储能企业、用户侧等多方主体共同摸索。
作者：王勇 来源：界面新闻 责任编辑：admin
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