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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。
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