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近日，青海省發改委、科技廳、工信廳、能源局聯合下發《關于印發支持儲能產業發展若干措施（試行）的通知》（以下簡稱《通知》），對“新能源＋儲能” 、“水電＋新能源 + 儲能”項目中自發自儲設施所發售的省內電網電量，給予每千瓦時0.10元運營補貼，同時，經該省工業和信息化廳認定使用本省產儲能電池60%以上的項目，在上述補貼基礎上，再增加每千瓦時0.05元補貼。
記者了解到，《通知》補貼對象為2021、2022年投產的電化學儲能項目，由電網企業每月按電量及時足額結算，補貼資金納入電網企業第二監管周期輸配電價降價預留資金統籌解決，補貼時限暫定為2021年1月1日至2022年12月31日。
開源證券分析師認為，青海一直是國內儲能項目先行示范區，此次出臺儲能補貼政策，將起到風向標作用，引發其他省市效仿。
緩解新能源配儲成本過高問題
2020年以來，國家層面多次提到支持儲能發展，多省相繼發布關于發電側儲能的支持文件，內蒙古、新疆、遼寧、湖北、江西、山東等地均建議或鼓勵新建的風電光伏項目配置相應的儲能以配合電網調度，但業內對于新能源配儲的爭議從未停止。其中，一個爭議的焦點是，儲能的成本誰來承擔。在沒有補貼、缺乏合理盈利模式的當下，新能源配儲能否持續發展。顯然，此次青海儲能補貼政策的出臺，有利于在一定程度上解決配儲的成本問題。
中關村儲能產業技術聯盟副秘書長李臻認為，青海儲能補貼政策的發布對于行業來說是利好，政策明確了儲能的優先保障消納小時數、運營補貼標準，在還沒有建立起成熟現貨市場的過渡階段，對儲能的收益進行了合理的傳導和補償，對儲能與可再生能源協同發展從政策機制和市場機制上進行了有益探索和創新，對其他區域出臺相關政策也是有益的啟發。
國網能源研究院新能源與統計研究所主任工程師黃碧斌指出，目前越來越多的省份考慮到新能源大規模并網對系統調節能力的挑戰，要求新能源項目配置儲能，以滿足新能源并網要求，提高整個電力系統的調節能力。在當前電力市場仍不夠完善的情況下，這可能成為一種趨勢或過渡方式。雖然在一定程度上增加了新能源投資商的成本，但也推動了儲能產業的發展。
中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎告訴記者，之前，各省的新能源配儲政策沒有任何針對儲能的補貼，青海的政策在新能源配置儲能方面給予電價補償。這對行業來說是一大進步。
不過，也有發改委能源研究所的專家認為，青海發布的政策僅能通過補貼來部分解決儲能配置成本過高的問題，并不能完全解決新能源配儲的所有爭議。新能源配儲的另一個爭議點在于，儲能配置的比例和配置的方式。
缺乏儲能系統考核標準
根據國家能源局數據，2020年前三季度，青海棄光電量9.4億千瓦時，棄光率7.0%，同比上升1.2個百分點，棄光率抬頭讓儲能的參與日益緊迫。此次政策的發布有利于提升企業配置儲能的意愿。
據記者了解，此次出臺的政策，僅對補貼做出明確規定，卻沒有對儲能系統提出具體指標要求。李臻告訴記者，儲能作為發展中的技術，相關標準正在逐步建立，目前已經出臺了儲能電站建設、并網及檢測等相關的標準，地方可以根據國標制定相應的準入門檻，確保儲能電站的建設質量。此外，青海的政策是根據儲能的發電量來進行補貼，而并非對初投資進行補貼，因此不用擔心騙補的問題。
“可以測算一下，按照《通知》要求保證儲能設施利用小時數不低于540小時來計算，如果一天放電2小時，儲能的調用天數要在270天以上，隨著輔助服務市場和現貨市場的建立和完善，儲能還可以參與一次調頻和二次調頻，在一定收益的保障下，儲能的應用場景越豐富，越有助于投資的回收和項目盈利，因此以合理的市場化應用為前提，將避免“劣幣驅逐良幣”的現象發生，可以吸引更多社會投資建設更多優質的儲能項目。”李臻表示。
彭澎認為，整個市場的成長并非一蹴而就，在早期數據缺失，各方面經驗不足的情況下，只能以簡單的管理模式先推一批，然后再逐步進行精細化管理。所以，現在暫時只有補貼，沒有標準和管理條例。雖然部分企業可能會出于成本考慮，采用價格比較低的儲能設備，但在監管手段多樣化的當下，騙補的可能性不大。
黃碧斌表示，作為一個《通知》，不一定要明確所有內容。未來，在推進落實的過程中，可能會出臺關于建設質量或者并網標準的文件，以及補貼的實施細則。
政策落地仍需細化
作為國內首個新能源配儲的補貼政策，在具體推行過程中，仍可能產生不少難題。
一位業內專家認為，《通知》提出新能源配置儲能所發售電量必須是省內電量，否則沒有補貼，但是該如何認定省內電量是個問題。“是不是除了特高壓輸送電量之外，都可以算作省內電量，這需要進一步細化政策。”
另外，根據《通知》，新建投運的“新能源+儲能”、“水電+新能源+儲能”項目中電化學儲能設施所釋放電量不再參與青海年度電力市場直接交易，而是按照新能源結算基價執行。“基價怎么確定并沒有說明，我個人猜測是新能源的平均結算價格，但是選擇“風電+光伏”、“風電+光伏+水電”，還是僅僅選擇光伏去核定平均價格，仍需后續文件明確。” 上述專家表示。
當前儲能尚處于發展初期，制約可再生能源配置儲能的主要因素是儲能的成本沒有合理的市場機制進行傳導，儲能的收益無法得到體現。《通知》雖然明確了儲能的利用小時數和補貼標準，但是李臻認為，后續還需要有配套的實施細則去保障政策落地和儲能的收益，例如，儲能的利用小時數如何計量，儲能的收益如何結算等。
“另外，青海是最早建設獨立儲能電站參與輔助服務調峰的省份，政策中對獨立儲能電站的充放電電價以及交易結算機制沒有明確，這塊還需要再進一步細化。”李臻表示，“最后，一個時期內，青海需要多少靈活性調節資源，需要建設多少儲能電站，也需要進行規劃和測算，電網如何保證儲能設施利用小時數達到540小時，也需要進一步了解和落實，政策越明確，越有助于投資收益的穩定和營造良好的營商環境。”
記者了解到，《通知》補貼對象為2021、2022年投產的電化學儲能項目，由電網企業每月按電量及時足額結算，補貼資金納入電網企業第二監管周期輸配電價降價預留資金統籌解決，補貼時限暫定為2021年1月1日至2022年12月31日。
開源證券分析師認為，青海一直是國內儲能項目先行示范區，此次出臺儲能補貼政策，將起到風向標作用，引發其他省市效仿。
緩解新能源配儲成本過高問題
2020年以來，國家層面多次提到支持儲能發展，多省相繼發布關于發電側儲能的支持文件，內蒙古、新疆、遼寧、湖北、江西、山東等地均建議或鼓勵新建的風電光伏項目配置相應的儲能以配合電網調度，但業內對于新能源配儲的爭議從未停止。其中，一個爭議的焦點是，儲能的成本誰來承擔。在沒有補貼、缺乏合理盈利模式的當下，新能源配儲能否持續發展。顯然，此次青海儲能補貼政策的出臺，有利于在一定程度上解決配儲的成本問題。
中關村儲能產業技術聯盟副秘書長李臻認為，青海儲能補貼政策的發布對于行業來說是利好，政策明確了儲能的優先保障消納小時數、運營補貼標準，在還沒有建立起成熟現貨市場的過渡階段，對儲能的收益進行了合理的傳導和補償，對儲能與可再生能源協同發展從政策機制和市場機制上進行了有益探索和創新，對其他區域出臺相關政策也是有益的啟發。
國網能源研究院新能源與統計研究所主任工程師黃碧斌指出，目前越來越多的省份考慮到新能源大規模并網對系統調節能力的挑戰，要求新能源項目配置儲能，以滿足新能源并網要求，提高整個電力系統的調節能力。在當前電力市場仍不夠完善的情況下，這可能成為一種趨勢或過渡方式。雖然在一定程度上增加了新能源投資商的成本，但也推動了儲能產業的發展。
中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎告訴記者，之前，各省的新能源配儲政策沒有任何針對儲能的補貼，青海的政策在新能源配置儲能方面給予電價補償。這對行業來說是一大進步。
不過，也有發改委能源研究所的專家認為，青海發布的政策僅能通過補貼來部分解決儲能配置成本過高的問題，并不能完全解決新能源配儲的所有爭議。新能源配儲的另一個爭議點在于，儲能配置的比例和配置的方式。
缺乏儲能系統考核標準
根據國家能源局數據，2020年前三季度，青海棄光電量9.4億千瓦時，棄光率7.0%，同比上升1.2個百分點，棄光率抬頭讓儲能的參與日益緊迫。此次政策的發布有利于提升企業配置儲能的意愿。
據記者了解，此次出臺的政策，僅對補貼做出明確規定，卻沒有對儲能系統提出具體指標要求。李臻告訴記者，儲能作為發展中的技術，相關標準正在逐步建立，目前已經出臺了儲能電站建設、并網及檢測等相關的標準，地方可以根據國標制定相應的準入門檻，確保儲能電站的建設質量。此外，青海的政策是根據儲能的發電量來進行補貼，而并非對初投資進行補貼，因此不用擔心騙補的問題。
“可以測算一下，按照《通知》要求保證儲能設施利用小時數不低于540小時來計算，如果一天放電2小時，儲能的調用天數要在270天以上，隨著輔助服務市場和現貨市場的建立和完善，儲能還可以參與一次調頻和二次調頻，在一定收益的保障下，儲能的應用場景越豐富，越有助于投資的回收和項目盈利，因此以合理的市場化應用為前提，將避免“劣幣驅逐良幣”的現象發生，可以吸引更多社會投資建設更多優質的儲能項目。”李臻表示。
彭澎認為，整個市場的成長并非一蹴而就，在早期數據缺失，各方面經驗不足的情況下，只能以簡單的管理模式先推一批，然后再逐步進行精細化管理。所以，現在暫時只有補貼，沒有標準和管理條例。雖然部分企業可能會出于成本考慮，采用價格比較低的儲能設備，但在監管手段多樣化的當下，騙補的可能性不大。
黃碧斌表示，作為一個《通知》，不一定要明確所有內容。未來，在推進落實的過程中，可能會出臺關于建設質量或者并網標準的文件，以及補貼的實施細則。
政策落地仍需細化
作為國內首個新能源配儲的補貼政策，在具體推行過程中，仍可能產生不少難題。
一位業內專家認為，《通知》提出新能源配置儲能所發售電量必須是省內電量，否則沒有補貼，但是該如何認定省內電量是個問題。“是不是除了特高壓輸送電量之外，都可以算作省內電量，這需要進一步細化政策。”
另外，根據《通知》，新建投運的“新能源+儲能”、“水電+新能源+儲能”項目中電化學儲能設施所釋放電量不再參與青海年度電力市場直接交易，而是按照新能源結算基價執行。“基價怎么確定并沒有說明，我個人猜測是新能源的平均結算價格，但是選擇“風電+光伏”、“風電+光伏+水電”，還是僅僅選擇光伏去核定平均價格，仍需后續文件明確。” 上述專家表示。
當前儲能尚處于發展初期，制約可再生能源配置儲能的主要因素是儲能的成本沒有合理的市場機制進行傳導，儲能的收益無法得到體現。《通知》雖然明確了儲能的利用小時數和補貼標準，但是李臻認為，后續還需要有配套的實施細則去保障政策落地和儲能的收益，例如，儲能的利用小時數如何計量，儲能的收益如何結算等。
“另外，青海是最早建設獨立儲能電站參與輔助服務調峰的省份，政策中對獨立儲能電站的充放電電價以及交易結算機制沒有明確，這塊還需要再進一步細化。”李臻表示，“最后，一個時期內，青海需要多少靈活性調節資源，需要建設多少儲能電站，也需要進行規劃和測算，電網如何保證儲能設施利用小時數達到540小時，也需要進一步了解和落實，政策越明確，越有助于投資收益的穩定和營造良好的營商環境。”
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