日前，廣東肇慶高新區發布《肇慶高新區節約用電支持制造業發展補貼實施細則（征求意見稿）》提出，以建成項目總裝機容量為基礎，按150元/kWh標準給予儲能項目補貼，每個企業的項目補貼金額總和不超過100萬元。

在當前電力市場和儲能價格回收機制尚不健全的情況下，盈利性差是困擾儲能行業規模化發展的關鍵癥結。因此“補貼”被視為提升儲能投資積極性的重要手段。

據記者不完全統計，為促進可再生能源消納，目前全國超過20個省市發布了新能源配置儲能政策，以及相應的儲能補貼或鼓勵政策。然而各地補貼方式不盡相同，補貼標準差異也很大，原因何在？

投資風險大 業內呼吁加大政策激勵

新能源配置儲能在緩解棄風棄光、平抑電網波動的同時，也實打實地增加了企業投資成本。

“當前儲能政策激勵性不足。”江蘇某儲能公司總經理向記者坦言，當前，地方政策多聚焦于鼓勵或者強制新能源場站配置一定比例儲能，以獲取項目接入、調度等優先權。但在電力和輔助服務市場機制仍不完善的情況下，儲能利用小時數難以得到有效保障，儲能電站投資風險仍較大。

一直以來，業內呼吁儲能補貼政策聲音不斷。2021年1月，青海省率先出臺《關于印發支持儲能產業發展若干措施（試行）的通知》，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0.1元/kWh運營補貼，同時保障儲能設施利用小時數不低于540小時，成為國內首個對新能源配儲能的充電電量進行補貼的省份。此后浙江、寧夏、四川、蘇州等地也陸續發布了儲能補貼政策。

“部分政策是為了配套光伏、冰蓄冷等項目而出臺。有的政策出發點是地方為了招商引資，吸引相關企業投資落地；還有些補貼政策僅適用于街道和工業園區范圍。”一位不愿具名的業內專家向記者表示，整體來看，儲能行業的補貼較為分散，且數量和金額較少。

上述江蘇受訪人士為記者算了一筆賬，如果“十四五”期間，每年安排財政補貼10億元，在度電補貼1元/kWh，保障年利用小時數540小時，補貼期限5年的情況下，每年可帶動20GW的光伏和2GW/4GWh的儲能項目，每年可提升10億kWh新能源電力的消納能力。02

各地補貼差異大全國性統一標準難制定

記者梳理各地補貼政策發現，各地著眼放電量、投資總額、容量電價、調峰等不同指標給予相應補貼，且價差很大。比如同樣以充電量為補貼標準，西安給予投資人1元/kWh補貼，青海則僅為0.1元/kWh。

“從投資角度看，土地成本不一樣，青海土地、人力相對便宜，初始投資不一樣。西安有電力本地消納能力，而青海基本要依靠外送。”上述業內專家指出，當前儲能技術路線較多，電化學儲能、物理儲能等技術沒有占據絕對主導地位，新技術也在不斷涌現，且不同應用場景中儲能的投資差異頗大，發揮的效果不一。因此，儲能補貼標準和價格難以統一。

國家發改委能源研究所原所長韓文科進一步表示，各地的補貼政策也與地方財力、招商引資的力度以及對儲能的需求相關。

近年來，業內一直在探索全國統一補貼標準，卻遲遲沒能落地。上述業內專家向記者坦言，儲能補貼政策設計異常復雜，涉及面較廣。以鋰電池為代表的新型儲能很大程度上是伴隨新能源汽車產業發展起來的，在推廣新能源汽車過程中國家已經給予過補貼，發展儲能時若再補貼就會有重復補貼之嫌。

此外，不同于新能源和新能源汽車，儲能本質上是一個能源轉換技術，其本身難以體現環保價值。“2015年之前，行業還處于發展初期時，給予一定補貼未嘗不可，但目前產業發展已具備一定規模，在去補貼之際又沒有很好的退出機制，將給財政帶來較大負擔。可以說，現在出臺全國性儲能補貼政策時機已過。”03

補貼應有所側重商業模式和技術才是關鍵

“當前多地出臺的容量電價、調峰補貼，本質上是給予儲能參與能源和電力市場服務的價格補貼，而非成本性補貼。”在韓文科看來，除在技術研發、招商引資等方面有一定激勵外，企業對新能源配建儲能的補貼需求不太可能被完全滿足。

上述業內專家也認為，目前，儲能行業的補貼重點應放在技術攻關和商業模式上，而非成本性補貼。“比如，壓縮空氣儲能在現有電價機制下不能體現其長時間儲能的優勢，鈉離子電池、液流電池等新技術當前市場規模較小，或可以考慮扶持。”

“儲能產業還處在產業鏈完善和商業模式發展過程中，擁有先進技術和成熟商業模式的企業并不多，成長過程中的儲能產業需要資本支持，但不能完全寄托在補貼上。”韓文科進一步說，整體看補貼會呈現退坡趨勢。在這種情況下，產業發展整體思路應該是進一步完善政策和市場機制，對儲能參與能源和電力服務給予市場化的價格，以此疏導成本。

值得一提的是，去年12月，國家能源局印發《電力并網運行管理規定》和《電力輔助服務管理辦法》，被業內視為促進源網荷儲協調發展、建立分擔共享新機制的綱領性文件。

上述專家透露，目前，儲能參與電力輔助服務的操作細則正在制定中，屆時儲能價值有望得到更好體現。

他進一步建議行業鼓勵光伏、儲能等領先技術示范應用，同時推動光儲一體化項目，創新聯合運營、共享儲能等模式，實現儲能運行系統最優。