一直以來，這個細分領域由開創者睿能世紀和上市公司科陸電子來主導，如今新玩家的數量正在不斷增加，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、智光電氣、北京道威、智中能研……相信其中很多企業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業技術聯盟組織的“儲能聯盟中國行產業調研”活動，相繼走訪了安徽、廣東等地的10余家企業。其中既包括電池企業，也包括系統集成商和投資企業。我們與業內人士就目前的AGC儲能聯合調頻市場狀況、面臨的問題以及后續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。其中包括熱電聯產19臺，常規煤機76臺，自備電廠2臺，點對網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，日平均中標機組數為24臺，日均調頻收益約為200萬元。根據廣東電科院的一位專家介紹，目前廣東區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，廣東儲能聯合調頻市場已經飽和。
根據國外市場的發展經驗，調頻是一個容量有限的市場。儲能作為優質調頻資源，大規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。”山東省儲能協會專委會副主任委員劉軍說。
讓業內擔憂的是，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，開啟了行業超低價競爭的先河。
業內普遍認為，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，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。”一位長期從事聯合調頻的企業負責人認為。
“為了拿到項目，有些企業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則先進行模擬測算，最終能否掙錢需要根據機組鍋爐性能、控制系統運行狀況、電池性能、電廠位置和電網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，國家能源局發布《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償（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，電儲能出現了在各地的輔助服務市場化改革方案里?；仡^來看，儲能聯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，有時又會給行業尤其投資者帶來巨大的壓力，政策的不確定性一直是行業面臨的最大挑戰。
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”。有企業認為，在這一機制下，投資企業不會指望1-2年就收回成本，但也不至于8-10年都收不回成本，山西市場還有繼續做的價值。
令業內錯愕的是蒙西的政策，2019年蒙西首先提高了發電廠的準入門檻，隨后在《內蒙古電網并網發電廠輔助服務管理實施細則（試行）》中，對補償系數進行了大幅修正，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，風速小導致風電發電量上不來，內蒙面臨電力短缺的情況。蒙西電網真正的需求是發電和調峰，而非調頻。
“雖然目前都是競價，華北區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所能左右。但在業內人士看來，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”，非常不利于行業的健康發展。
?、?emsp;未來的出路在哪里？
對于當下的電網、電廠、儲能來說，“兩個細則”下的三者關系仍帶有計劃經濟色彩，是一種脆弱的生態關系。十幾年來，發電企業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，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電企業的“戶頭”。這種“寄生”模式雖然為新技術提供了發展渠道，但同時也在一定程度上限制了其快速發展的可能，造成電化學儲能電站無法按照最優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。也許到那個時候，業界期待的獨立型儲能電站才會大規模到來。
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態從目前的“兩個細則”逐步平穩過渡到未來的電力現貨市場中考驗著各地政策制定者的智慧。
