九三学社社员,上海太阳能工程技术研究中心有限公司高级会计师王庆华;台盟盟员,国家电网上海市电力公司信息通信公司主任助理游兆阳,以及蔡宗秀、雷加能、陈文彬、黄骏等反映,近年来,储能产业迎来新一轮扩产潮,随着国家强制配储政策出台,已有近30个省市推出了强制配储政策或“十四五”期间储能发展目标。新型储能产业市场广阔、发展潜力巨大,上海既拥有诸多新型储能龙头企业,也具备高新企业专业研发设计优势,应积极抢抓新型储能产业发展的战略机遇期。当前,上海在大力发展新型储能产业进程中,面临以下瓶颈难题:
一是产业链分散,全产业链条的集中优势不明显。新型储能上游为各类原材料,中游为各类新型储能方式及储能系统,下游为电站、电网、加氢站等各类应用场景。目前上海全产业链的产业资源尚未整合,没有形成产业集群优势。关于新型储能产业的扶持政策零散体现在新能源汽车实施办法、可再生和新能源扶持办法、节能低碳实施意见等不同部门和条线的举措中,缺少聚焦新型储能全产业链发展的专项扶持政策。此外,上海寸土寸金、人工成本高,电源侧和电网侧等大型储能项目缺乏盈利模式,需要较大力度的专项补贴提高企业积极性,但市场尚未形成完善机制,储能补贴标准不统一,无形中阻碍了储能产业发展。
二是氢能应用场景有待丰富。在化学储能电池之外,具备长时间储能优势的氢能,有望成为未来储能新形式。上海目前仅在工业、医疗、交通等领域的较小范围内适用氢能,且用量有限。加氢站等下游应用端体量小、数量少,匹配不均衡,造成氢能供需体系不健全。氢燃料电池在重型车辆及船舶、航空等领域的应用,氢储能在可再生能源消纳、电网调峰、绿色数据中心等领域的应用,均有待推进和拓展。氢燃料电池方面还存在质子交换膜、膜电极、碳纸以及储氢材料等关键材料的“卡脖子”问题。
三是收益来源单一影响项目投资积极性。国外储能电站的大部分收益来自于电力市场交易,但目前国内无法直接参与电力现货交易,新型储能电价机制、盈利模式等还不明确,收益方式相对单一。上海独立储能电站发展较慢、装机容量占比不高,储能电站、聚合商无法作为独立主体直接参与电力市场交易和获取补贴,也影响了项目投资的积极性。此外,国家层面虽已印发了新型储能项目管理规范相关文件,对项目备案提出了框架性要求,但尚未出台用户侧储能的系统接入审批、验收规范等,行业主管单位审批无据可依,致使用户侧储能项目支持政策各地差异较大。
由此,建议:
一、建立新型储能产业分级专项补贴标准。围绕新型储能产业链上下游分级补贴,鼓励储能项目在大数据中心、5g基站、充电设施等领域布局,对于光储充放,按照“光伏 储能”的实际容量给予建设补贴;对于电网储能,作为第三方主体参与辅助服务提供削峰操作,按照调节功率、削峰调峰出清价格、充放电价格等进行补偿;对于具备一定产业优势的储能产业中游企业,按企业主营产品年度销售收入分级补贴,适当提高补贴系数。同时,建立“储能产业飞地”分级补贴标准,针对上游生产在长三角地区、研发总部在上海等情况,按照总部型企业、引领型园区分级给予一揽子补贴人生就是博尊龙凯时的解决方案,主要用于飞地科技研发,不得用于基本建设支出,产出创新成果、经济效益归属上海母体机构或纳入上海市统计的,还可以纳入上海科创计划项目。
二、提升在氢能领域核心竞争力。氢能产业背后是制造业和自然资源,不仅涉及风场、光伏电厂等大量占地和一定地质环境要求,还包括加氢站、制氢站周边的安全要求,上海在这方面显然缺乏优势。建议集中力量做好产业研发和运营,围绕氢能产业链,加强科研投入和产业培育,横向统筹布局,形成合力,纵向从顶层设计到项目实施,全方位推动。制定相关税收、土地、科研项目对接等专门政策,成立氢能产业园区,吸引氢产业高端制造企业的研发、管理部门落户上海。围绕高效且安全的电解水制氢、有机液体储氢、超级储能等前沿技术,加快技术升级,推进工业应用示范。除了政府资金支持,还可以通过设立投资基金、提供税收优惠等方式,鼓励社会资本投入氢领域,加速产业发展,提高整体竞争力。
三、细化储能项目管理流程,创新多种收益方式。明确储能项目备案并网流程以及储能项目管理流程,突破当前新型储能电价机制、盈利模式等尚不明确的政策掣肘,创新多种收益方式,提高项目方投资积极性,形成健康可持续的盈利模式。给予独立储能电站以及能源聚合商相应市场主体地位,使其参与到电力市场交易,参考兄弟省市出台电力调频辅助服务市场运营规则的做法,明确独立储能电站及相关聚合商的交易组织方式,在计量与结算时,充分考虑独立储能电站容量补偿费用、调用时补偿费用、现货市场补偿费用等,兼顾性能考核扣费。
(闵行区政协、长宁区政协、浦东新区政协、青浦区政协、农工党市委等供稿)
原文链接:https://www.shszx.gov.cn/shzx/sqmy/content/ffd276f8-114b-459e-87ec-9b3a957a2ff1.html
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