在新能源领域，无论是大型电站、分布式能源还是新能源汽车，都离不开储能技术。而在光伏发电、风电以及新能源汽车纷纷获得国家补贴之时，储能却迟迟没有得到过多政策扶持。

或是韬光养晦，或是卧薪尝胆，储能似乎一直默默做着绿叶，衬托着新能源的红火。

市场爆发 等待政策“一脚”

然而，储能不会一直沉寂下去。就在刚刚结束的国际储能峰会上，力神动力电池系统有限公司贡广辉在接受能源新闻网采访时表示，国内储能市场在等待，一旦有相关政策出台，今年下半年储能市场将会有大的突破。

这个政策，就是指国家对储能的补贴政策。贡广辉透露，目前很多厂商已经准备有十几至二十几个亿的资金，都在等待补贴政策出台，准备投资相关系统。

然而补贴政策何时出台，却没有人能给予准确的解答。贡广辉认为，如果这个政策没有出来，储能市场应该还会和以前一样，做一些示范性的应用。

储能补贴政策临近

近期，国家能源局发布的《储能技术与产业发展指导意见》（征求意见稿）给了企业定心丸，明确指出要研究推动新能源补偿机制和价格政策。业内预测，储能补贴政策不会太远。

企业谈补贴方案建议

既然补贴政策已板上钉钉，那么补贴到底应该怎么给，给多少，便成为了企业关注的重点。3月31日在北京皇家大饭店举行的储能补贴政策征求意见会议上，中国价格协会能源和供水专业委员会陈明介绍了各企业对储能补贴方案的建议。

各企业储能补贴方案建议如下：

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（约为成本一半）。

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），每放出一度电，补贴0.4元，补贴20年；或者每放出1度电，补贴0.6元，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。

CATL宁德新时代储能补贴建议

方案一：奖励响应电力需求侧调度的储能

按照响应时间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用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：对于储能电站增容模式进行补贴

对于储能电站增容模式的，应予以100元/KW*月的容量费补贴。

爱索储能补贴建议

为解决弃风弃光问题，推动新能源，智能电网，乃至智慧能源的发展，储能是有效途径，针对储能的单项补贴必须和光伏风电的补贴政策一样，每度电补贴0.42元，要像支持光伏风电一样的支持储能。

理由一：储能具有市场价格无法完全反应的正外部性

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，使产业终能够完全面对市场竞争。

惠州亿纬储能补贴建议

建议一：按照电池容量的大小给予建设成本一定比例的补贴

建议二：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。

建议三：对储能系统在尖峰电价时段的发电量进行补贴

建议四：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。

建议五：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。

北京杉杉凯励新能源储能补贴建议

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。

力神储能补贴建议

补贴应该针对在不同电力环节、用途和地区进行区分

建议一：发电侧应用

针对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。

建议二：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。

建议三：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：峰谷价差达低于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费用减免。

沃太能源储能系统经济性分析

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%。

一次性补贴难落地

各企业储能补贴的意见有很大差异，其争论重点主要在补贴方式上。目前补贴方式按建设阶段分主要有初装补贴、度电补贴或者是初装与度电补贴相结合。对于企业来说，初装补贴显然更为实惠，而度电补贴短则5年，长则20年，周期长。有与会企业代表表示，按照我国国情，有着新能源汽车的前车之鉴，一次性补贴很难落地。

市场机制助力储能规模化

在这方面，国外储能市场有着市场化的完善机制，给我们提供了借鉴。参会企业代表表示，在美国和新加坡，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储能商品的价值，可以直接作为电力市场的一个现货交易，这样储能就真正实现了多元化收益。只有储能实现真正多元化收益的时候，才能真正实现规模化应用和推广，否则只能处于示范阶段。

然而，美国或者新加坡均有电量现货市场，而中国却没有，如果想要摆脱补贴政策的束缚，储能市场可以向这方面发展。

储能补贴应考虑电改大背景

除了市场化之外，也应当结合未来的发展考虑。与会代表认为，目前储能的应用场景主要为两种，一种是调频，一种是调峰。但未来电价差会减少，电源价格下降，电费下降，峰谷差会减小。这种情况下，目前所考虑的所有储能的商业模式已经不存在。因而，在讨论储能补贴时，应当考虑电改的大背景。