近日，四川省成都市经信局发布关于公开征求《成都市能源结构调整十条政策措施》《成都市能源结构调整行动方案（2021-2025年）》意见建议的通知。通知要求，积极推进电源、电网、用户侧配套建设储能示范建设，按储能设施规模200元/千瓦给予补助。
记者梳理发现，除成都外，青海、江苏、广东、山东等多省均已发布储能补贴政策与相关发展规划。业内专家表示，地方补贴力度持续加码，将极大提高储能投资积极性。然而记者在采访中了解到，不少储能投资方仍有担忧：“即便发放地方补贴，但仍然存在补贴机制不明确、补贴政策不延续等风险。”
“补贴为储能发展拓展盈利空间”
“当前，储能项目补偿形式主要以投资补偿和运营补偿为主。”中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻说。
“运营补偿主要是结合各地分时电价政策、辅助服务政策、需求响应政策等，对储能项目运营进行适当补贴。”李臻以宁夏为例指出，去年11月，宁夏回族自治区发改委发布的《自治区发展改革委关于开展新型储能项目试点工作的通知(征求意见稿)》提出，2022年至2023年，给予自治区储能试点项目0.8元/千瓦时调峰服务补偿价格，每年调用完全充放电次数不低于300次，并在辅助服务市场中不考虑价格排序，优先调用储能试点项目。
记者了解到，此前苏州市吴江区发布的《分布式光伏规模化开发实施方案的通知》亦指出，对实际投运的储能项目，按照实际放电量给予运营主体补贴0.9元/千瓦时，补贴2年放电量。
数据显示，2021年，储能调峰价格进一步紧缩，青海储能调峰价格下调至0.5元/千瓦时，甘肃、新疆、山东储能调峰价格在0.5元/千瓦时左右，湖南降至0.2元/千瓦时。但储能的平准化成本在0.8-0.9元/千瓦时之间，远高于调峰价格，难以实现收支平衡。
“储能运营补贴政策的发布，拓展了储能投资方的盈利空间。”厦门科华数能科技有限公司市场总监陈超表示。记者了解到，按照苏州市吴江区储能项目补贴规则，一个10兆瓦/40兆瓦时的储能系统，按照每天两充两放进行测算，理想状态下每年可获得运营补贴近2000万元；按照宁夏补贴方式测算，每个地区每年最多可以获得约1.4亿元补偿。“地方补偿使储能项目收益更为可观，同时也将吸引了更多相关企业投资落地。”陈超说。
“调峰时长次数不明确
补偿或成‘纸上谈兵’”
中关村储能产业技术联盟发布的数据显示，截至2021年，我国共有12个省区市发布了储能补贴政策，且补贴力度与补贴形式都有较大突破。
不过，记者在采访中发现，在多重补偿激励措施下，储能投资方仍存诸多顾虑，项目投资积极性仍不高。
“储能项目参与调峰调频的收益主要取决于系统对储能调峰调频的需求。”陈超分析指出，储能参与调峰调频的调用时长、时段、频次都会影响储能参与辅助服务市场的收益。部分地区补偿机制中，对于次数与时长缺少明确说明，实际储能收益也会大相径庭，补偿数额或许会成为“纸上谈兵”。
“这是储能投资企业目前最大的顾虑。”陈超坦言。以宁夏为例，当地的储能项目补偿力度在调峰市场中最高，但宁夏的调频市场规模较小，调频需求不大，若储能电站仅参与调峰市场，仍难以获得较好收益。
陈超补充说，部分地区发布的储能参与辅助服务运营规则中，限定时间一般为两到三年，时限一过，补偿能否延续、补偿数额是否会发生变化，都不确定，难以有效保障补偿收益。
值得注意的是，储能项目从规划申报到落地实施，短则几个月，多则1-2年，而政策的不延续性、不连贯性，很可能导致老项目使用新政策。
记者了解到，储能项目申报初期，需要按现有补偿政策进行建设评估，但如果落地实施期间已出台新政策，补偿机制也将发生改变。如此，项目建设评估与实际落地情况往往出入较大，项目将不得不按照新政策调整，不利于储能投资方制定长期发展计划。
需建立适宜的储能价格传导机制
当前，储能系统主要运营方式是与发电机组联合，利用调峰调频等功能获益。“从全国来看，目前，电力系统调峰资源相对充足，储能参与调峰调频的时长不算高。”国网能源研究院相关负责人在接受记者采访时说。
“就短期来看，明确储能参与调峰调频的调用时长、频次非常必要。”李臻表示，在补偿机制中，明确时长与次数，才能保障储能项目的基本收益。
以青海为例，青海省发改委、科技厅等联合下发的《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》指出，保证储能设施利用小时数不低于540小时。“当地的补偿机制对储能收益进行了合理传导。”李臻说。
“储能作为电力调峰辅助服务市场中的一种手段，单靠从电力调峰辅助服务市场盈利并不现实，接下来应拓展储能盈利渠道、探索储能多元化盈利模式。”上述负责人建议。
“电价政策或是储能实现市场化发展的关键。”有业内人士分析称，应进一步完善分时电价机制，合理拉大峰谷电价差并建立尖峰电价上浮机制，并将储能市场交易定价机制与电力现货交易价格挂钩，促进优化资源配置。
该人士还建议，将储能系统与增量配电等系统结合，鼓励参与电力现货市场交易，发挥储能技术特点，提升需求侧用电响应能力，增加储能项目经济性，降低国家对大电网输配能力的要求；与此同时，应研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。
