近日，四川省成都市經信局發布關于公開征求《成都市能源結構調整十條政策措施》《成都市能源結構調整行動方案（2021-2025年）》意見建議的通知。通知要求，積極推進電源、電網、用戶側配套建設儲能示范建設，按儲能設施規模200元/千瓦給予補助。
記者梳理發現，除成都外，青海、江蘇、廣東、山東等多省均已發布儲能補貼政策與相關發展規劃。業內專家表示，地方補貼力度持續加碼，將極大提高儲能投資積極性。然而記者在采訪中了解到，不少儲能投資方仍有擔憂：“即便發放地方補貼，但仍然存在補貼機制不明確、補貼政策不延續等風險。”
“補貼為儲能發展拓展盈利空間”
“當前，儲能項目補償形式主要以投資補償和運營補償為主。”中關村儲能產業技術聯盟副秘書長李臻說。
“運營補償主要是結合各地分時電價政策、輔助服務政策、需求響應政策等，對儲能項目運營進行適當補貼。”李臻以寧夏為例指出，去年11月，寧夏回族自治區發改委發布的《自治區發展改革委關于開展新型儲能項目試點工作的通知(征求意見稿)》提出，2022年至2023年，給予自治區儲能試點項目0.8元/千瓦時調峰服務補償價格，每年調用完全充放電次數不低于300次，并在輔助服務市場中不考慮價格排序，優先調用儲能試點項目。
記者了解到，此前蘇州市吳江區發布的《分布式光伏規模化開發實施方案的通知》亦指出，對實際投運的儲能項目，按照實際放電量給予運營主體補貼0.9元/千瓦時，補貼2年放電量。
數據顯示，2021年，儲能調峰價格進一步緊縮，青海儲能調峰價格下調至0.5元/千瓦時，甘肅、新疆、山東儲能調峰價格在0.5元/千瓦時左右，湖南降至0.2元/千瓦時。但儲能的平準化成本在0.8-0.9元/千瓦時之間，遠高于調峰價格，難以實現收支平衡。
“儲能運營補貼政策的發布，拓展了儲能投資方的盈利空間。”廈門科華數能科技有限公司市場總監陳超表示。記者了解到，按照蘇州市吳江區儲能項目補貼規則，一個10兆瓦/40兆瓦時的儲能系統，按照每天兩充兩放進行測算，理想狀態下每年可獲得運營補貼近2000萬元；按照寧夏補貼方式測算，每個地區每年最多可以獲得約1.4億元補償。“地方補償使儲能項目收益更為可觀，同時也將吸引了更多相關企業投資落地。”陳超說。
“調峰時長次數不明確 補償或成‘紙上談兵’”
中關村儲能產業技術聯盟發布的數據顯示，截至2021年，我國共有12個省區市發布了儲能補貼政策，且補貼力度與補貼形式都有較大突破。
不過，記者在采訪中發現，在多重補償激勵措施下，儲能投資方仍存諸多顧慮，項目投資積極性仍不高。
“儲能項目參與調峰調頻的收益主要取決于系統對儲能調峰調頻的需求。”陳超分析指出，儲能參與調峰調頻的調用時長、時段、頻次都會影響儲能參與輔助服務市場的收益。部分地區補償機制中，對于次數與時長缺少明確說明，實際儲能收益也會大相徑庭，補償數額或許會成為“紙上談兵”。
“這是儲能投資企業目前最大的顧慮。”陳超坦言。以寧夏為例，當地的儲能項目補償力度在調峰市場中最高，但寧夏的調頻市場規模較小，調頻需求不大，若儲能電站僅參與調峰市場，仍難以獲得較好收益。
陳超補充說，部分地區發布的儲能參與輔助服務運營規則中，限定時間一般為兩到三年，時限一過，補償能否延續、補償數額是否會發生變化，都不確定，難以有效保障補償收益。
值得注意的是，儲能項目從規劃申報到落地實施，短則幾個月，多則1-2年，而政策的不延續性、不連貫性，很可能導致老項目使用新政策。
記者了解到，儲能項目申報初期，需要按現有補償政策進行建設評估，但如果落地實施期間已出臺新政策，補償機制也將發生改變。如此，項目建設評估與實際落地情況往往出入較大，項目將不得不按照新政策調整，不利于儲能投資方制定長期發展計劃。
需建立適宜的儲能價格傳導機制
當前，儲能系統主要運營方式是與發電機組聯合，利用調峰調頻等功能獲益。“從全國來看，目前，電力系統調峰資源相對充足，儲能參與調峰調頻的時長不算高。”國網能源研究院相關負責人在接受記者采訪時說。
“就短期來看，明確儲能參與調峰調頻的調用時長、頻次非常必要。”李臻表示，在補償機制中，明確時長與次數，才能保障儲能項目的基本收益。
以青海為例，青海省發改委、科技廳等聯合下發的《關于印發支持儲能產業發展若干措施（試行）的通知》指出，保證儲能設施利用小時數不低于540小時。“當地的補償機制對儲能收益進行了合理傳導。”李臻說。
“儲能作為電力調峰輔助服務市場中的一種手段，單靠從電力調峰輔助服務市場盈利并不現實，接下來應拓展儲能盈利渠道、探索儲能多元化盈利模式。”上述負責人建議。
“電價政策或是儲能實現市場化發展的關鍵。”有業內人士分析稱，應進一步完善分時電價機制，合理拉大峰谷電價差并建立尖峰電價上浮機制，并將儲能市場交易定價機制與電力現貨交易價格掛鉤，促進優化資源配置。
該人士還建議，將儲能系統與增量配電等系統結合，鼓勵參與電力現貨市場交易，發揮儲能技術特點，提升需求側用電響應能力，增加儲能項目經濟性，降低國家對大電網輸配能力的要求；與此同時，應研究建立儲能參與中長期交易、現貨和輔助服務等各類電力市場的準入條件、交易機制和技術標準，加快推動儲能進入并允許同時參與各類電力市場。
記者梳理發現，除成都外，青海、江蘇、廣東、山東等多省均已發布儲能補貼政策與相關發展規劃。業內專家表示，地方補貼力度持續加碼，將極大提高儲能投資積極性。然而記者在采訪中了解到，不少儲能投資方仍有擔憂：“即便發放地方補貼，但仍然存在補貼機制不明確、補貼政策不延續等風險。”
“補貼為儲能發展拓展盈利空間”
“當前，儲能項目補償形式主要以投資補償和運營補償為主。”中關村儲能產業技術聯盟副秘書長李臻說。
“運營補償主要是結合各地分時電價政策、輔助服務政策、需求響應政策等，對儲能項目運營進行適當補貼。”李臻以寧夏為例指出，去年11月，寧夏回族自治區發改委發布的《自治區發展改革委關于開展新型儲能項目試點工作的通知(征求意見稿)》提出，2022年至2023年，給予自治區儲能試點項目0.8元/千瓦時調峰服務補償價格，每年調用完全充放電次數不低于300次，并在輔助服務市場中不考慮價格排序，優先調用儲能試點項目。
記者了解到，此前蘇州市吳江區發布的《分布式光伏規模化開發實施方案的通知》亦指出，對實際投運的儲能項目，按照實際放電量給予運營主體補貼0.9元/千瓦時，補貼2年放電量。
數據顯示，2021年，儲能調峰價格進一步緊縮，青海儲能調峰價格下調至0.5元/千瓦時，甘肅、新疆、山東儲能調峰價格在0.5元/千瓦時左右，湖南降至0.2元/千瓦時。但儲能的平準化成本在0.8-0.9元/千瓦時之間，遠高于調峰價格，難以實現收支平衡。
“儲能運營補貼政策的發布，拓展了儲能投資方的盈利空間。”廈門科華數能科技有限公司市場總監陳超表示。記者了解到，按照蘇州市吳江區儲能項目補貼規則，一個10兆瓦/40兆瓦時的儲能系統，按照每天兩充兩放進行測算，理想狀態下每年可獲得運營補貼近2000萬元；按照寧夏補貼方式測算，每個地區每年最多可以獲得約1.4億元補償。“地方補償使儲能項目收益更為可觀，同時也將吸引了更多相關企業投資落地。”陳超說。
“調峰時長次數不明確 補償或成‘紙上談兵’”
中關村儲能產業技術聯盟發布的數據顯示，截至2021年，我國共有12個省區市發布了儲能補貼政策，且補貼力度與補貼形式都有較大突破。
不過，記者在采訪中發現，在多重補償激勵措施下，儲能投資方仍存諸多顧慮，項目投資積極性仍不高。
“儲能項目參與調峰調頻的收益主要取決于系統對儲能調峰調頻的需求。”陳超分析指出，儲能參與調峰調頻的調用時長、時段、頻次都會影響儲能參與輔助服務市場的收益。部分地區補償機制中，對于次數與時長缺少明確說明，實際儲能收益也會大相徑庭，補償數額或許會成為“紙上談兵”。
“這是儲能投資企業目前最大的顧慮。”陳超坦言。以寧夏為例，當地的儲能項目補償力度在調峰市場中最高，但寧夏的調頻市場規模較小，調頻需求不大，若儲能電站僅參與調峰市場，仍難以獲得較好收益。
陳超補充說，部分地區發布的儲能參與輔助服務運營規則中，限定時間一般為兩到三年，時限一過，補償能否延續、補償數額是否會發生變化，都不確定，難以有效保障補償收益。
值得注意的是，儲能項目從規劃申報到落地實施，短則幾個月，多則1-2年，而政策的不延續性、不連貫性，很可能導致老項目使用新政策。
記者了解到，儲能項目申報初期，需要按現有補償政策進行建設評估，但如果落地實施期間已出臺新政策，補償機制也將發生改變。如此，項目建設評估與實際落地情況往往出入較大，項目將不得不按照新政策調整，不利于儲能投資方制定長期發展計劃。
需建立適宜的儲能價格傳導機制
當前，儲能系統主要運營方式是與發電機組聯合，利用調峰調頻等功能獲益。“從全國來看，目前，電力系統調峰資源相對充足，儲能參與調峰調頻的時長不算高。”國網能源研究院相關負責人在接受記者采訪時說。
“就短期來看，明確儲能參與調峰調頻的調用時長、頻次非常必要。”李臻表示，在補償機制中，明確時長與次數，才能保障儲能項目的基本收益。
以青海為例，青海省發改委、科技廳等聯合下發的《關于印發支持儲能產業發展若干措施（試行）的通知》指出，保證儲能設施利用小時數不低于540小時。“當地的補償機制對儲能收益進行了合理傳導。”李臻說。
“儲能作為電力調峰輔助服務市場中的一種手段，單靠從電力調峰輔助服務市場盈利并不現實，接下來應拓展儲能盈利渠道、探索儲能多元化盈利模式。”上述負責人建議。
“電價政策或是儲能實現市場化發展的關鍵。”有業內人士分析稱，應進一步完善分時電價機制，合理拉大峰谷電價差并建立尖峰電價上浮機制，并將儲能市場交易定價機制與電力現貨交易價格掛鉤，促進優化資源配置。
該人士還建議，將儲能系統與增量配電等系統結合，鼓勵參與電力現貨市場交易，發揮儲能技術特點，提升需求側用電響應能力，增加儲能項目經濟性，降低國家對大電網輸配能力的要求；與此同時，應研究建立儲能參與中長期交易、現貨和輔助服務等各類電力市場的準入條件、交易機制和技術標準，加快推動儲能進入并允許同時參與各類電力市場。
