行业前沿 ｜ 储能产业补贴政策第一次征求意见结果出炉
发布时间：2017-06-01 作者：本站编辑浏览次数：
在刚刚闭幕的2017国际储能峰会暨展览会上召开了第二轮储能补贴政策征求意见会议，此次会议中国价格协会能源和评审专业委员会朱晋平会长汇报了第一次补贴意见。
方案一：初装费补贴，在项目建设期，1.5元/WH补贴。
方案二：运行期度电补贴，在液流电池储能系统的运行生命周期内(10-20年)每放出1度电补贴0.4元，补贴20年。或者每放出1度电补贴0.6元及补贴10年。
全钒液流电池储能补贴建议
方案一：调峰调频用大规模储能系统。
参考抽水蓄能电价政策，针对电站合理投资部分，享有准许收益;采用固定投资补贴和“两部制电价”。
方案二：风光等新能源发电侧配套储能系统。
增加收购年利用小时数，保证配套储能后的收益指标不低于配套储能前;利用财政税收价格政策给予储能系统固定投资进行补贴。
方案三：智能微网用储能系统。
针对边远地区、无电地区和海岛微网储能项目，履行国家相关补贴政策;采用固定投资补贴。
方案一：奖励相应电力需求侧调度的储能
按照相应时间24小时、4小时和30分钟分别给予150元/千瓦、200元/千瓦、300元/千瓦的奖励。
方案二：补贴永久性转移高峰电力负荷项目
对于永久性转移高峰电力负荷项目，按储能实际发电量补贴1.5元/KWh。
方案三：鼓励储能与电动车充电站建设结合
与充电站结合的储能系统除享受火电上网补贴外，还应享受电网过网费补贴0.1元/KWh。
方案四：储能电站增容模式补贴
对于储能电站增容模式的，应给予100元/KW*月的容量费补贴。
它认为应针对在不同电力环节、用途和地区进行区分。
建议1：发电侧应用。鼓励不同地区的新能源发电制定相关的技术标准。鼓励发电企业增加储能设施，给予储能设施建设的初装费用补贴。
针对传统火电厂，首先应限制新建电厂和新建机组建设投入，鼓励使用储能系统替代用于调峰调频系统备用的机组，并给予储能基础建设的补贴。
建议2：微电网应用。针对边远地区、海岛等离网型微电网，采取鼓励性政策，在电价上给予补贴。鼓励有资质的售电公司参与运营。
建议3：用户侧储能以及独立的调峰调频电站。
鼓励独立的储能电站运营商，参与电力需求侧相应、调峰调频。制定长期稳定的储能运营保证政策，保证独立储能电站运营商的盈利。
根据电站投入运营时期，给予至少10年以上的稳定结算方式。后期投入的储能电站，经过核算，降低补贴。针对独立储能系统的补贴，可以根据储能系统的规模给予分期固定补贴和度电电价结合补贴的方式进行。不提供初装性补贴。
建议2：给予上储能电站的用户，在储能充电时谷电电价优惠，提升谷电利用率。
建议3：在上储能电站用户单位，因充电变压器按需交费超容部分减免。为避免骗补可以联合当地经信委和电力公司协同对项目跟踪验收。
建议4：峰谷价差低于6毛的建议给初装费补贴，峰谷差在8毛的建议按电量补贴或者充电超容量费用减免。
针对储能的单向补贴必须和光伏风电的补贴一样，每度电补贴0.42元。
理由一：储能具有市场价格无法完全反映的正外部性。
理由二：对于国家战略性新兴产业，发展初期需要大量研发投入。
理由三：通过补贴政策扩大市场规模使企业实现规模经济和降低成本，使产业最终能够完全面对市场竞争。
建议1：按照电池容量的大小给予建设成本一定比例的补贴。
建议2：对于弃风、弃光严重的区域，考虑按储能对提高新能源消纳的比例进行补贴。
建议3：对于储能系统在尖峰电价时段的发电量进行补贴。
建议4：明确需求侧响应政策，规定响应价格，按照储能每次响应每千瓦时进行补贴。
建议5：明确储能系统参与调频、调峰辅助服务市场的合法性，制定服务价格。
方案一：建设补贴
三元锂电池补贴800元/KWh，铅炭电池补贴400元/KWh，
方案二：建设补贴与度电补贴结合
先期建设费用三元锂电池补贴400元/KWh，铅炭电池补贴200元/KWh。系统投运之后，按照储能系统实际使用电量，每度电补贴0.2元，补贴5年。
方案三：度电补贴
每度电补贴0.4元，补贴8年。
应用场景：工商业峰谷价差套利
基本条件，工程造价3元/Wh，电池材料为磷酸铁锂，峰谷价差为0.7元，每天循环1次，运营年限位15年，贷款利率为7%。
结果：若无补贴时，运营周期内无法收回成本。
经测算，若初始建设补贴为1.9元/Wh，资本金内部收益率约为8%，若度电补贴为0.87元/KWh，资本金内部收益率约为8%。
液流电池储能补贴建议
方案一：初装费补贴，在项目建设期，1.5元/WH补贴。
方案二：运行期度电补贴，在液流电池储能系统的运行生命周期内(10-20年)每放出1度电补贴0.4元，补贴20年。或者每放出1度电补贴0.6元及补贴10年。
方案三：初装+度电混合补贴。在项目建设期0.8元/WH能源储存补贴，同时在运行期每放出1度电补贴0.3元，补贴10年。
全钒液流电池储能补贴建议
方案一：调峰调频用大规模储能系统。
参考抽水蓄能电价政策，针对电站合理投资部分，享有准许收益;采用固定投资补贴和“两部制电价”。
方案二：风光等新能源发电侧配套储能系统。
增加收购年利用小时数，保证配套储能后的收益指标不低于配套储能前;利用财政税收价格政策给予储能系统固定投资进行补贴。
方案三：智能微网用储能系统。
针对边远地区、无电地区和海岛微网储能项目，履行国家相关补贴政策;采用固定投资补贴。
储能企业建议一
方案一：奖励相应电力需求侧调度的储能
按照相应时间24小时、4小时和30分钟分别给予150元/千瓦、200元/千瓦、300元/千瓦的奖励。
方案二：补贴永久性转移高峰电力负荷项目
对于永久性转移高峰电力负荷项目，按储能实际发电量补贴1.5元/KWh。
方案三：鼓励储能与电动车充电站建设结合
与充电站结合的储能系统除享受火电上网补贴外，还应享受电网过网费补贴0.1元/KWh。
方案四：储能电站增容模式补贴
对于储能电站增容模式的，应给予100元/KW*月的容量费补贴。
储能企业建议二
它认为应针对在不同电力环节、用途和地区进行区分。
建议1：发电侧应用。鼓励不同地区的新能源发电制定相关的技术标准。鼓励发电企业增加储能设施，给予储能设施建设的初装费用补贴。
针对传统火电厂，首先应限制新建电厂和新建机组建设投入，鼓励使用储能系统替代用于调峰调频系统备用的机组，并给予储能基础建设的补贴。
建议2：微电网应用。针对边远地区、海岛等离网型微电网，采取鼓励性政策，在电价上给予补贴。鼓励有资质的售电公司参与运营。
建议3：用户侧储能以及独立的调峰调频电站。
鼓励独立的储能电站运营商，参与电力需求侧相应、调峰调频。制定长期稳定的储能运营保证政策，保证独立储能电站运营商的盈利。
根据电站投入运营时期，给予至少10年以上的稳定结算方式。后期投入的储能电站，经过核算，降低补贴。针对独立储能系统的补贴，可以根据储能系统的规模给予分期固定补贴和度电电价结合补贴的方式进行。不提供初装性补贴。
储能企业建议三
建议2：给予上储能电站的用户，在储能充电时谷电电价优惠，提升谷电利用率。
建议3：在上储能电站用户单位，因充电变压器按需交费超容部分减免。为避免骗补可以联合当地经信委和电力公司协同对项目跟踪验收。
建议4：峰谷价差低于6毛的建议给初装费补贴，峰谷差在8毛的建议按电量补贴或者充电超容量费用减免。
储能企业建议四
针对储能的单向补贴必须和光伏风电的补贴一样，每度电补贴0.42元。
理由一：储能具有市场价格无法完全反映的正外部性。
理由二：对于国家战略性新兴产业，发展初期需要大量研发投入。
理由三：通过补贴政策扩大市场规模使企业实现规模经济和降低成本，使产业最终能够完全面对市场竞争。
储能企业建议五
建议1：按照电池容量的大小给予建设成本一定比例的补贴。
建议2：对于弃风、弃光严重的区域，考虑按储能对提高新能源消纳的比例进行补贴。
建议3：对于储能系统在尖峰电价时段的发电量进行补贴。
建议4：明确需求侧响应政策，规定响应价格，按照储能每次响应每千瓦时进行补贴。
建议5：明确储能系统参与调频、调峰辅助服务市场的合法性，制定服务价格。
储能企业建议六
方案一：建设补贴
三元锂电池补贴800元/KWh，铅炭电池补贴400元/KWh，
方案二：建设补贴与度电补贴结合
先期建设费用三元锂电池补贴400元/KWh，铅炭电池补贴200元/KWh。系统投运之后，按照储能系统实际使用电量，每度电补贴0.2元，补贴5年。
方案三：度电补贴
每度电补贴0.4元，补贴8年。
储能企业建议七
应用场景：工商业峰谷价差套利
基本条件，工程造价3元/Wh，电池材料为磷酸铁锂，峰谷价差为0.7元，每天循环1次，运营年限位15年，贷款利率为7%。
结果：若无补贴时，运营周期内无法收回成本。
经测算，若初始建设补贴为1.9元/Wh，资本金内部收益率约为8%，若度电补贴为0.87元/KWh，资本金内部收益率约为8%。
根据第一次会议的反馈，各企业储能补贴的意见有很大差异，其争论重点主要在补贴方式上。朱会长希望在座的新加入的各家企业能够多多提出建议，在年内的第三次储能补贴政策征求意见会议上进行充分讨论，形成有效的综合反馈意见，推动储能行业的发展。
