谁应为储能买单？市场机制不成熟成当前推广主要障碍
来源：储能联盟 | 0评论 | 3489查看 | 2018-04-20 14:39:39
近日，国家能源局能源节约和科技装备司节能处相关负责人就推动储能发展问题表示：“应努力为储能产业构建一个公平的政策环境。什么是公平?就是如果储能创造了价值，那就应当体现出来。”距离去年10月五部门印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》(简称《意见》)已经过去半年有余，在新能源发电领域，市场机制不成熟仍是当前推广的主要障碍。《意见》中要求的“形成‘按效果付费、谁受益谁付费’的市场机制”似乎还需不断健全。
受益主体之争激烈
储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统的重要组成部分和关键支撑技术，在平抑可再生能源发电出力、促进清洁能源消纳、参与调峰调频、保障电网安全稳定运行、减少电网基础设施投资等方面具有重要作用。然而本应在电力系统大受欢迎的储能，却因为设备昂贵、受益主体争论较大而发展缓慢。
在国外一些电力市场发达的国家，储能调频极具竞争力，已经得到广泛应用。在我国火力发电侧，储能参与调峰调频等辅助服务也逐渐被市场所接受。火电厂增加储能设备能够实现精准、快速调峰调频响应，提高调峰调频效果，减少火电机组调峰调频成本，从而为火电厂挣得一定服务费，因此储能在火电厂推广较顺利，但毕竟应用较少，规模有限。而在推广潜力大的新能源发电侧，由于受益主体之争一直没有定论，无论是新能源发电场还是电网，都不愿意为增加储能设备而付费。一定程度造成储能在新能源发电领域中推广的不利。
中关村储能产业技术联盟监事长张静表示，对于新能源发电场方来说，他们认为储能平抑了新能源的发电出力，一定程度可以减少谷时发电，保障了电网安全稳定运行，可以为电网节省大量的基础设施建设投资，因此电网应该为储能付费。而电网方则认为，收购新能源发电的电价已经够高，储能促进了新能源发电的有效消纳，自然应该由新能源发电场为储能付费。
国家电网公司能源研究院副院长蒋莉萍认为，新能源发电与储能是相关关系，而不是孪生关系，这种关系的明确是推动储能发展的认识基础。
她进一步指出，当前我们一直没有把新能源发电当作真正的独立电源来要求，而是把它作为新生事物呵护着，电网用比火电更高的上网价格来收购新能源发电场并不稳定的电。因此电网并不愿意再为新能源发电场配置储能设备而另外付费，因为稳定供电是电源方本应承担的义务和责任。
而据了解，虽然目前新能源发电上网价格比火电上网价格高，但是由于投资大、回收周期长，许多新能源发电场的盈利水平不高，此时增添储能设备是不经济的，因此积极性并不高。
需进一步健全市场机制
一面是大家普遍认同储能在新能源发电、辅助服务、微电网、用户侧以及能源互联网等各个领域中应用潜力大。一面却是积极性不高，推广困难。张静表示，这种局面的打破，还需进一步健全储能的市场机制和价格机制，让储能的价值真正显现出来。
有专家对此持相同看法，当前我国储能多重价值收益尚不明晰。需要厘清储能在发、输、配、用各个环节的应用价值，需要通过开放的电力市场和灵活的市场化价格机制去体现储能的商业化价值。北京电力交易中心副主任谢开也表示，健全市场机制对储能的发展十分重要。他介绍，在那些已经建立了完善储能市场机制的国家，储能产业发展相对较快。以国外的调频补偿机制为例，这可以让储能设备的成本回收期由5~8年缩短至2~3年。
对此，上述国家能源局能源节约和科技装备司节能处相关负责人指出，《意见》出台的效果将逐渐显现，《意见》明确了鼓励支持储能发展的政策导向，明确了储能的主体身份，明确了储能的投资管理机制，明确了储能的示范任务。这给了投资者可视的预期，有利于激发市场活力。
他表示，国家能源局将会同有关部门，继续从四个方面推动储能发展。一是完善相关政策和体制机制，二是推进储能技术进步和成本下降，三是组织开展储能示范，支持企业在技术、商业模式、大规模应用上引领创新，四是完善相关标准体系。
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