在剛剛閉幕的2017國際儲能峰會(huì )暨展覽會(huì )上召開(kāi)了第二輪儲能補貼政策征求意見(jiàn)會(huì )議，此次會(huì )議中國價(jià)格協(xié)會(huì )能源和評審專(zhuān)業(yè)委員會(huì )朱晉平會(huì )長(cháng)匯報了第一次補貼意見(jiàn)。

      液流電池儲能補貼建議

      方案一：初裝費補貼，在項目建設期，1.5元/WH補貼。

      方案二：運行期度電補貼，在液流電池儲能系統的運行生命周期內(10-20年)每放出1度電補貼0.4元，補貼20年?；蛘呙糠懦?度電補貼0.6元及補貼10年。

      方案三：初裝+度電混合補貼。在項目建設期0.8元/WH能源儲存補貼，同時(shí)在運行期每放出1度電補貼0.3元，補貼10年。

      全釩液流電池儲能補貼建議

      方案一：調峰調頻用大規模儲能系統。

      參考抽水蓄能電價(jià)政策，針對電站合理投資部分，享有準許收益;采用固定投資補貼和“兩部制電價(jià)”。

      方案二：風(fēng)光等新能源發(fā)電側配套儲能系統。

      增加收購年利用小時(shí)數，保證配套儲能后的收益指標不低于配套儲能前;利用財政稅收價(jià)格政策給予儲能系統固定投資進(jìn)行補貼。

      方案三：智能微網(wǎng)用儲能系統。

      針對邊遠地區、無(wú)電地區和海島微網(wǎng)儲能項目，履行國家相關(guān)補貼政策;采用固定投資補貼。

      儲能企業(yè)建議一

      方案一：獎勵相應電力需求側調度的儲能

      按照相應時(shí)間24小時(shí)、4小時(shí)和30分鐘分別給予150元/千瓦、200元/千瓦、300元/千瓦的獎勵。

      方案二：補貼永久性轉移高峰電力負荷項目

      對于永久性轉移高峰電力負荷項目，按儲能實(shí)際發(fā)電量補貼1.5元/KWh。

      方案三：鼓勵儲能與電動(dòng)車(chē)充電站建設結合

      與充電站結合的儲能系統除享受火電上網(wǎng)補貼外，還應享受電網(wǎng)過(guò)網(wǎng)費補貼0.1元/KWh。

      方案四：儲能電站增容模式補貼

      對于儲能電站增容模式的，應給予100元/KW*月的容量費補貼。

      儲能企業(yè)建議二

      它認為應針對在不同電力環(huán)節、用途和地區進(jìn)行區分。
  
      建議1：發(fā)電側應用。鼓勵不同地區的新能源發(fā)電制定相關(guān)的技術(shù)標準。鼓勵發(fā)電企業(yè)增加儲能設施，給予儲能設施建設的初裝費用補貼。

      針對傳統火電廠(chǎng)，首先應限制新建電廠(chǎng)和新建機組建設投入，鼓勵使用儲能系統替代用于調峰調頻系統備用的機組，并給予儲能基礎建設的補貼。

      建議2：微電網(wǎng)應用。針對邊遠地區、海島等離網(wǎng)型微電網(wǎng)，采取鼓勵性政策，在電價(jià)上給予補貼。鼓勵有資質(zhì)的售電公司參與運營(yíng)。

      建議3：用戶(hù)側儲能以及獨立的調峰調頻電站。

      鼓勵獨立的儲能電站運營(yíng)商，參與電力需求側相應、調峰調頻。制定長(cháng)期穩定的儲能運營(yíng)保證政策，保證獨立儲能電站運營(yíng)商的盈利。

      根據電站投入運營(yíng)時(shí)期，給予至少10年以上的穩定結算方式。后期投入的儲能電站，經(jīng)過(guò)核算，降低補貼。針對獨立儲能系統的補貼，可以根據儲能系統的規模給予分期固定補貼和度電電價(jià)結合補貼的方式進(jìn)行。不提供初裝性補貼。

      儲能企業(yè)建議三

      建議1：給予電站投資方補貼，按兆瓦時(shí)算，項目由當地經(jīng)信委或者電力部門(mén)協(xié)同驗收。

      建議2：給予上儲能電站的用戶(hù)，在儲能充電時(shí)谷電電價(jià)優(yōu)惠，提升谷電利用率。

      建議3：在上儲能電站用戶(hù)單位，因充電變壓器按需交費超容部分減免。為避免騙補可以聯(lián)合當地經(jīng)信委和電力公司協(xié)同對項目跟蹤驗收。

      建議4：峰谷價(jià)差低于6毛的建議給初裝費補貼，峰谷差在8毛的建議按電量補貼或者充電超容量費用減免。

      儲能企業(yè)建議四

      針對儲能的單向補貼必須和光伏風(fēng)電的補貼一樣，每度電補貼0.42元。

      理由一：儲能具有市場(chǎng)價(jià)格無(wú)法完全反映的正外部性。

      理由二：對于國家戰略性新興產(chǎn)業(yè)，發(fā)展初期需要大量研發(fā)投入。

      理由三：通過(guò)補貼政策擴大市場(chǎng)規模使企業(yè)實(shí)現規模經(jīng)濟和降低成本，使產(chǎn)業(yè)最終能夠完全面對市場(chǎng)競爭。

      儲能企業(yè)建議五

      建議1：按照電池容量的大小給予建設成本一定比例的補貼。

      建議2：對于棄風(fēng)、棄光嚴重的區域，考慮按儲能對提高新能源消納的比例進(jìn)行補貼。

      建議3：對于儲能系統在尖峰電價(jià)時(shí)段的發(fā)電量進(jìn)行補貼。

      建議4：明確需求側響應政策，規定響應價(jià)格，按照儲能每次響應每千瓦時(shí)進(jìn)行補貼。

      建議5：明確儲能系統參與調頻、調峰輔助服務(wù)市場(chǎng)的合法性，制定服務(wù)價(jià)格。

      儲能企業(yè)建議六

      方案一：建設補貼

      三元鋰電池補貼800元/KWh，鉛炭電池補貼400元/KWh，

      方案二：建設補貼與度電補貼結合

      先期建設費用三元鋰電池補貼400元/KWh，鉛炭電池補貼200元/KWh。系統投運之后，按照儲能系統實(shí)際使用電量，每度電補貼0.2元，補貼5年。

      方案三：度電補貼

      每度電補貼0.4元，補貼8年。

      儲能企業(yè)建議七

      應用場(chǎng)景：工商業(yè)峰谷價(jià)差套利

      基本條件，工程造價(jià)3元/Wh，電池材料為磷酸鐵鋰，峰谷價(jià)差為0.7元，每天循環(huán)1次，運營(yíng)年限位15年，貸款利率為7%。

      結果：若無(wú)補貼時(shí)，運營(yíng)周期內無(wú)法收回成本。

      經(jīng)測算，若初始建設補貼為1.9元/Wh，資本金內部收益率約為8%，若度電補貼為0.87元/KWh，資本金內部收益率約為8%。

      根據第一次會(huì )議的反饋，各企業(yè)儲能補貼的意見(jiàn)有很大差異，其爭論重點(diǎn)主要在補貼方式上。朱會(huì )長(cháng)希望在座的新加入的各家企業(yè)能夠多多提出建議，在年內的第三次儲能補貼政策征求意見(jiàn)會(huì )議上進(jìn)行充分討論，形成有效的綜合反饋意見(jiàn)，推動(dòng)儲能行業(yè)的發(fā)展。