中国储能网讯：2017年的储能产业暗流涌动，静待爆发。国家层面，各种政策不断出台;应用层面，多能互补、能源互联网来势凶猛，给储能提供了广阔的发展空间;企业层面，各种技术和资本酝酿多年，时机一到，随时准备出击。

储能补偿机制和价格政策是储能行业最为关心的问题之一。近日国家能源局颁布的储能技术与产业发展指导意见中明确提出，要研究推动能源补偿机制和价格政策，相当于给了储能行业吃了一颗定心丸。储能补贴究竟该如何制定?储能未来最有可能实现的模式将是什么?

储能补贴应结合市场机制

我们制定储能价格的最终目的是要由市场机制来规范我们的储能市场。有了这个目的，储能补贴就只是一个过程，有一定的年限不是永远的。任何补贴都是越来越少，比如我们现在定100%的补贴，一年后可能就是90%，再过两年就是80%，然后越来越少，逐渐递减。等储能真正和市场的机制接轨了补贴就到头了。弃风、弃光、弃水什么原因造成的?就是补贴政策造成的。为什么呢?一度电在青海和一度电在上海，价值是不同的。同样是补贴，在青海一度电出不来，在上海一度电很有价值，所以补贴政策一定要和市场接轨。

对此，VDE检测和认证所授权国际电工委员会电气分委会授权审核员韩强建议中国可以向电力现货交易市场方向发展，现货市场能够给出当时的实际电价，根据电价差来运行储能系统，如果便宜就买进来，如果贵就卖出去，这个比峰谷差要大很多，这也是一个比较好的模式。对于储能补贴，韩强认为如果只是一个电池放多少电就补贴多少，那么这个电池无疑就是一个印钞机。

此外，中航锂电还认为能源行业并不单独是技术驱动，更重要的是政策设计。新的能源出来之后，要想颠覆旧的能源使用方式，从成本和技术方面考虑，政策应该给予一些支持。只有规模化了之后，技术的成本才能真正的降下来。目前国内储能大多还是示范项目，怎样能做到真正的规模化，把这个市场打开，还是应该给储能一个真正合法的身份和独立的市场地位。类似于美国和新加坡对于需求侧响应的资源，无论是用户侧还是发电侧的储能系统，都可以做参与调峰调频的服务，这个调频调峰的服务赋予了商品的价值，可以直接作为电力市场的一个现货交易，这样储能能真正实现多元化的收益，只有储能实现真正多元化的收益的时候，才能真正实现规模化应用和推广，否则只能处于示范阶段。现阶段仅依靠峰谷价差，确实很难盈利。

除结合市场机制外，新奥能源认为储能补贴必须考虑电改大背景，电改后，电价差将越来越小，此外随着电动汽车的快速发展，10万辆是可以预期的，如果10万辆电动汽车同时在晚上充电，这对电网来说意味着什么，这时候晚上电价还会降低吗?如果峰谷电价差越来越小，现有的储能商业模式还适用吗?

我们探讨储能补贴，最终的目的就是为了储能可以最大限度的发挥自身价值，在于它的应用场景。德国莱茵TÜV集团大中华区总经理李卫春认为这是储能发展最大问题之一。

储能发展最重要途径：光伏+储能

储能的发展最大的问题是应用的场景和经济性，经济性对各个行业来说都是一样的，不管是在风力发电用储能、还是生物质、或是传统的火力发电包括光伏等等，配备多大容量的储能就会花费相应的成本，所以就经济方面来看，大家的机会是均等的。

就应用模式来讲，李卫春认为光伏是储能最合适的应用场景。我们需要储能，最重要的原因就是新能源的占比要提高，新能源发电对于电网接入来讲要更具友好性，新能源发电的电能质量要提高，让新能源成为可靠、高效、安全、受欢迎的新能源，而这个问题，大部分都是需要储能来解决的。所以说储能跟新能源的绑定一定是很默契的，而且是必须的。同时，能源互联网和能源管理也需要储能来作为基础设施。

李卫春拿风电、光伏进行举例。风力发电主要以大型风电场为主，现在已经走向海上风电了，从规模来讲都是非常大的，所以它对于储能的应用场景更多的就是电力系统和工业的应用需求。但是光伏可以是无处不在的，它的应用场景有很多，比如它可以应用于家庭中，可以应用于公司等建筑物的楼顶，也可以应用在大型的小区或者工业区，地面电站就更不用说了。所以储能可以跟光伏的各个应用场景进行结合。而且，就近阶段中国光伏来讲，从地面电站到商用然后到分布式，在这个过程中陆陆续续遇到一些难题和困难，储能与光伏配套的意愿性和时效性非常好，这个就会快速带动“光伏+储能”的发展。

未来储能市场空间极其巨大，这是毋庸置疑的。“总的来看，储能发展是利国利民的事，储能前景是广阔的，但道路是曲折的，政策出台还需要有一段时期，不能说任重道远也是很艰难曲折的。”中国价格协会能源和供水价格专业委员会会长朱晋平在国际储能峰会上表示。

附各企业储能补贴意见：

2017年2月23日中国智慧能源产业技术创新战略联盟储能专委会联合中国价格协会能源和供水价格专业委员会(国家发改委主管的中国价格协会的分支机构)召集沃太能源、CATL、北变微电网、杉杉凯励新能源、ABB、中益能等储能行业中的领军企业，召开了第一次储能电价补贴征询座谈会，听取企业对储能价格补贴等意见，反映企业需求，协助企业发展。

近日，中国价格协会能源和评审专业委员会会长朱晋平在第二轮储能补贴政策征求意见会议上汇报了第一次补贴意见。

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。

宁德时代储能补贴建议

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。

力神储能补贴建议

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。

南都储能补贴建议

建议1：给予电站投资方补贴，按兆瓦时算，项目由当地经信委或者电力部门协同验收。

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。

北京爱索能源储能补贴建议

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。

惠州亿纬锂能储能补贴建议

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。

北京杉杉凯励储能补贴建议

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。

沃太能源储能补贴建议

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%。