0.1元/度！全国首个可再生能源发电侧储能补贴方案正式落地

近日，青海省下发《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》，全国首个针对可再生能源发电侧储能补贴方案正式落地。

根据文件要求，对"新能源＋储能” 、"水电＋新能源 + 储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴，如果经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，在上述补贴基础上，再增加每千瓦时0.05元补贴。

新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持；新建、新投运水电站同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1∶2∶0.2，实现就地平衡。

文件明确，优先保障消纳，电网企业要与储能电站企业签订并网调度协议和购售电合同，确保"新能源+储能”、"水电＋新能源＋储能”项目和独立储能电站优先接入、优先调度、优先消纳、优先外送，保证储能设施利用小时数不低于540小时。

补贴对象为2021、2022年投产的电化学储能项目，由电网企业每月按电量及时足额结算，补贴资金纳入电网企业第二监管周期输配电价降价预留资金统筹解决，补贴时限暂定为2021年1月1日至2022年12月31日。

新能源发电具有间歇性和不稳定性的特点，随着新能源装机容量的不断提高，由此引发的消纳问题日益凸显，储能在其中占据至关重要的地位。目前，我国光伏、风电电站在不加装储能的情形下已初步步入平价拐点，但配置储能将进一步提升电站建设成本，导致部分电站不具备经济性，阻碍新能源装机规模的进一步扩大。“可再生能源+储能”项目补贴方案能够在一定程度解决电站加装储能的经济性问题，有助于新能源产业链打破消纳瓶颈，同时，也有助于储能行业加速发展。

电化学储能由于具备较强的响应能力、较小的地理条件约束，且可补偿系统的高频率功率波动，所以越来越多的新项目使用电化学储能：国内2018-2020年新增储能项目中，电化学储能占比分别为29.41%、51.58%、30.36%。电化学储能占比不断增长主要源于锂电池成本的快速下降。当前国内储能项目所用电池多为安全性高、性价比高、循环寿命长的磷酸铁锂电池，数据显示，2020年底磷酸铁锂方形电池包报价0.625元/Wh，比年初下降28.6%。

当前电化学储能处于行业发展初期，未来随着磷酸铁锂电池循环寿命、能量密度的进一步提升，电池购置成本将进一步下降，电化学储能渗透率将进一步提升，预计到2025年，国内新能源发电侧储能的需求可达85.72GWh，年均复合增速高达126%。

IRENA（国际可再生能源署）数据统计显示，全球光伏平准化度电成本从2010年的37美分/KWh降至9美分/KWh，光伏发电成本已经降至燃料发电成本区间。预计2020年底我国光伏平均度电成本约为0.36元/kwh，与我国脱硫燃煤平价上网电价基本持平，光伏行业步入初步平价阶段。据测算，以10%-20%的储能配置比例加装储能后，光伏平均度电成本将在目前基础上增加10-20%，影响光伏电站建设经济性。

随着储能补贴政策的推出以及储能电池降本的推进，储能产业成长空间广阔。若后续各地储能补贴政策继续放开，伴随着电池产业降本增效的不断推进，将进一步加速储能产业发展。