中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻认为，青海储能补贴政策的发布对于行业来说是利好，政策明确了储能的优先保障消纳小时数、运营补贴标准，在还没有建立起成熟现货市场的过渡阶段，对储能的收益进行了合理的传导和补偿，对储能与可再生能源协同发展从政策机制和市场机制上进行了有益探索和创新，对其他区域出台相关政策也是有益的启发。

国网能源研究院新能源与统计研究所主任工程师黄碧斌指出，目前越来越多的省份考虑到新能源大规模并网对系统调节能力的挑战，要求新能源项目配置储能，以满足新能源并网要求，提高整个电力系统的调节能力。在当前电力市场仍不够完善的情况下，这可能成为一种趋势或过渡方式。虽然在一定程度上增加了新能源投资商的成本，但也推动了储能产业的发展。

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎告诉记者，之前，各省的新能源配储政策没有任何针对储能的补贴，青海的政策在新能源配置储能方面给予电价补偿。这对行业来说是一大进步。

不过，也有发改委能源研究所的专家认为，青海发布的政策仅能通过补贴来部分解决储能配置成本过高的问题，并不能完全解决新能源配储的所有争议。新能源配储的另一个争议点在于，储能配置的比例和配置的方式。

缺乏储能系统考核标准

根据国家能源局数据，2020年前三季度，青海弃光电量9.4亿千瓦时，弃光率7.0%，同比上升1.2个百分点，弃光率抬头让储能的参与日益紧迫。此次政策的发布有利于提升企业配置储能的意愿。

据记者了解，此次出台的政策，仅对补贴做出明确规定，却没有对储能系统提出具体指标要求。李臻告诉记者，储能作为发展中的技术，相关标准正在逐步建立，目前已经出台了储能电站建设、并网及检测等相关的标准，地方可以根据国标制定相应的准入门槛，确保储能电站的建设质量。此外，青海的政策是根据储能的发电量来进行补贴，而并非对初投资进行补贴，因此不用担心骗补的问题。

“可以测算一下，按照《通知》要求保证储能设施利用小时数不低于540小时来计算，如果一天放电2小时，储能的调用天数要在270天以上，随着辅助服务市场和现货市场的建立和完善，储能还可以参与一次调频和二次调频，在一定收益的保障下，储能的应用场景越丰富，越有助于投资的回收和项目盈利，因此以合理的市场化应用为前提，将避免“劣币驱逐良币”的现象发生，可以吸引更多社会投资建设更多优质的储能项目。”李臻表示。

彭澎认为，整个市场的成长并非一蹴而就，在早期数据缺失，各方面经验不足的情况下，只能以简单的管理模式先推一批，然后再逐步进行精细化管理。所以，现在暂时只有补贴，没有标准和管理条例。虽然部分企业可能会出于成本考虑，采用价格比较低的储能设备，但在监管手段多样化的当下，骗补的可能性不大。

黄碧斌表示，作为一个《通知》，不一定要明确所有内容。未来，在推进落实的过程中，可能会出台关于建设质量或者并网标准的文件，以及补贴的实施细则。

政策落地仍需细化

作为国内首个新能源配储的补贴政策，在具体推行过程中，仍可能产生不少难题。

一位业内专家认为，《通知》提出新能源配置储能所发售电量必须是省内电量，否则没有补贴，但是该如何认定省内电量是个问题。“是不是除了特高压输送电量之外，都可以算作省内电量，这需要进一步细化政策。”

另外，根据《通知》，新建投运的“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目中电化学储能设施所释放电量不再参与青海年度电力市场直接交易，而是按照新能源结算基价执行。“基价怎么确定并没有说明，我个人猜测是新能源的平均结算价格，但是选择“风电+光伏”、“风电+光伏+水电”，还是仅仅选择光伏去核定平均价格，仍需后续文件明确。” 上述专家表示。

当前储能尚处于发展初期，制约可再生能源配置储能的主要因素是储能的成本没有合理的市场机制进行传导，储能的收益无法得到体现。《通知》虽然明确了储能的利用小时数和补贴标准，但是李臻认为，后续还需要有配套的实施细则去保障政策落地和储能的收益，例如，储能的利用小时数如何计量，储能的收益如何结算等。

“另外，青海是最早建设独立储能电站参与辅助服务调峰的省份，政策中对独立储能电站的充放电电价以及交易结算机制没有明确，这块还需要再进一步细化。”李臻表示，“最后，一个时期内，青海需要多少灵活性调节资源，需要建设多少储能电站，也需要进行规划和测算，电网如何保证储能设施利用小时数达到540小时，也需要进一步了解和落实，政策越明确，越有助于投资收益的稳定和营造良好的营商环境。”