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　　一直以来，这个细分领域由开创者睿能世纪和上市公司科陆电子来主导，如今新玩家的数量正在不断增加，可以列出一份长长的名单，它囊括了中安创盈、华泰慧能、万克能源、海基新能源、万汇通能源、德升新能源、海博思创、智光电气、北京道威、智中能研……相信其中很多企业的名字你之前都没有听说过。

　　

　　随着众多新势力的竞相挤入，在短短一年多时间里，AGC联合调频俨然成了一片“红海”。老牌公司和众多新兴势力在此短兵相接，价格上的血拼，正赤裸裸地展示了这个市场的残酷。那么，AGC联合调频的市场空间到底有多大？这个急速变化的市场又面临怎样的风险？

　　

　　7月中下旬，“储能100人”参加由中关村储能产业技术联盟组织的“储能联盟中国行产业调研”活动，相继走访了安徽、广东等地的10余家企业。其中既包括电池企业，也包括系统集成商和投资企业。我们与业内人士就目前的AGC储能联合调频市场状况、面临的问题以及后续的解决办法进行了充分的交流和探讨。

　　

　　Ⅰ 无法支撑的高分成比例

　　

　　今年以来，广东AGC储能调频成为中国储能最火热的市场之一，电厂招标如浪迭起。截止目前，广东拟建、在建和投运的项目已经达20余个。

　　

　　“储能100人”独家获取的信息显示，目前具备参与广东二次调频市场的火电机组一共107台，基本都是30万千瓦及以上的机组。其中包括热电联产19台，常规煤机76台，自备电厂2台，点对网4台，资源综合利用（烧煤矸石）6台。

　　

　　其中，今年6、7月广东的日平均调频需求为942MW，日平均中标机组数为24台，日均调频收益约为200万元。根据广东电科院的一位专家介绍，目前广东区域内的水电厂是参与调频的，但并不与火电排名竞争。预计能中标的储能火电机组也就前20家。短期来看，如果所有项目建成，广东储能联合调频市场已经饱和。

　　

　　根据国外市场的发展经验，调频是一个容量有限的市场。储能作为优质调频资源，大规模的应用不可避免地带来市场饱和及价格下降等问题。“目前国内AGC联合调频市场山西、蒙西、京津唐、广东四地加起来其实也就几个亿的市场空间，并没有像外界宣传的那样大。”山东省储能协会专委会副主任委员刘军说。

　　

　　让业内担忧的是，除了招标项目的剧增，不断上调的分成比例容易造成市场错乱，最后的结果是谁也玩不下去。

　　

　　把时间拨回到2018年5月，在内蒙古能源发电集团乌斯太电厂项目中，万克能源报出了在投资回收前与电厂“五五分”、投资回收后“三七开”的价格，开启了行业超低价竞争的先河。

　　

　　业内普遍认为，就当前情况来看，这样的分成不太可能赚钱，甚至有可能是赔钱的。

　　

　　有投资商给“储能100人”算了一笔账，以广东为例，针对一台30万的火电机组，配置9MW/4.5MWh的储能系统，AGC调频全年按投入300天计算，年补偿费用约2700万元。扣除机组调频保底费用500万，按三七比例分成约分到1500万，再去掉相应的运维费用，实际到手在1000多万。而初始投资额在3800万左右，这意味着投资回报周期超过4年。

　　

　　“到了后期，随着调频里程、租金价格下降，企业每年实际的收益将低于1000万元。国内调频工况负荷高，储能系统一天充放电要几百次乃至上千次，铁锂2C的电池能用多久，全生命周期内需要更换几次还需要时间来验证，这些都需要额外追加投资。”上述投资人表示。

　　

　　与众多激进者形成鲜明对比的是，早期的投资者正在变得谨慎。“在保底的基础上，三七分应该是大家遵守的底线，五五分纯粹是不要命的搞法。”一位长期从事联合调频的企业负责人认为。

　　

　　“为了拿到项目，有些企业可能有些饥不择食了。”上述人士认为，一般筛选机组都要按照各地的调频规则先进行模拟测算，最终能否挣钱需要根据机组锅炉性能、控制系统运行状况、电池性能、电厂位置和电网指令等方面进行综合评判。

　　

　　Ⅱ 政策不确定性是最大的风险

　　

　　2016年6月，国家能源局发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》，首次给予电储能设施参与辅助服务的独立合法地位。

　　

　　在此后的三年里，电储能出现了在各地的辅助服务市场化改革方案里。回头来看，储能联合调频市场之所以快速崛起，离不开国家层面上政策的支持和引导。但地方政策的突变，有时又会给行业尤其投资者带来巨大的压力，政策的不确定性一直是行业面临的最大挑战。

　　

　　2018年1月1日，山西在全国率先开启竞价模式，不再实行事前定价。将电储能调频市场的服务申报价格下调为5-10元/MW，相较于此前的15元/MW，实际降幅超过一半。

　　

　　据了解，目前山西储能机组的申报价格基本都是按照5元/MW的最低价格“贴地飞行”。有企业认为，在这一机制下，投资企业不会指望1-2年就收回成本，但也不至于8-10年都收不回成本，山西市场还有继续做的价值。

　　

　　令业内错愕的是蒙西的政策，2019年蒙西首先提高了发电厂的准入门槛，随后在《内蒙古电网并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》中，对补偿系数进行了大幅修正，补偿价格已从5元/MW降至3元/MW。

　　

　　这种断崖式的下调让储能投资热情将受到重挫，也让前期投运在建的项目面临较大的投资风险。

　　

　　刘军向“储能100人”分析了政策调整的原因：由于蒙西上网电价远低于蒙东，导致近两年蒙西用电量增幅非常大。另外蒙西的新能源装机尤其是风电占比非常高，在春夏之交的时候，风速小导致风电发电量上不来，内蒙面临电力短缺的情况。蒙西电网真正的需求是发电和调峰，而非调频。

　　

　　“虽然目前都是竞价，华北区域调低价格更多采用的是行政手段，相对来说，广东的市场更透明，也更市场化一些。”一家设计院的人员表示。

　　

　　政策的波动并非储能企业所能左右。但在业内人士看来，在储能技术还尚未充分验证和迭代的情况下，企业和市场的关注点被迫过早地转移至政策风险上，频繁的政策变动让投资者都在追求“快进快出”，非常不利于行业的健康发展。

　　

　　Ⅲ 未来的出路在哪里？

　　

　　对于当下的电网、电厂、储能来说，“两个细则”下的三者关系仍带有计划经济色彩，是一种脆弱的生态关系。十几年来，发电企业一直在承担辅助服务费用。换言之，提供电力服务的是电厂，为储能辅助服务买单的也是电厂，本质上是零和游戏。

　　

　　在这种考核补偿模式下，储能的价值必须依附电厂来实现，否则没有资格参加这个“游戏”。这也客观决定了储能在与电厂博弈过程中的弱势地位。

　　

　　有投资商反馈，目前的辅助服务费用和电费一起采用“日结月算”的模式，由电网结算给电厂再结算给储能厂商。但实际上的结算周期，短则半年长则一年也是常有的事，很容易形成“三角债”。

　　

　　“如果加上火电厂本身经营情况不好，结算的钱更是遥遥无期。”上述投资商建议，储能参与辅助服务的费用应该由电网跟储能投资商单独结算。

　　

　　电力领域资深专家谷峰认为，储能提供辅助服务目前都需要挂上一个发电企业的“户头”。这种“寄生”模式虽然为新技术提供了发展渠道，但同时也在一定程度上限制了其快速发展的可能，造成电化学储能电站无法按照最优的技术模式提供调频服务。

　　

　　比亚迪电力科学院总工程师张子峰就曾表示，随着部分区域电力市场的逐步开放，比起整合型储能电站，独立型储能电站更具优势，价值会进一步凸显。

　　

　　让储能更好的参与电力市场竞争，是全球储能的发展主基调。从长远来看，按照“谁投资谁受益，谁受益谁买单”的市场经济原则，储能参与辅助服务的费用最终需要疏导到用户侧，以市场化的电价来体现。也许到那个时候，业界期待的独立型储能电站才会大规模到来。

　　

　　帮火电调频“开外挂”，只是储能在电力辅助服务市场的一个起点，也是当下的权宜之计。在未来很长一段时间内，如何让储能这个新业态从目前的“两个细则”逐步平稳过渡到未来的电力现货市场中考验着各地政策制定者的智慧。