电化学储能系统
、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。
开源证券
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
Wood Mackenzie的最新报告，虽然电池降价是去年系统成本下降速度 高于预期的最大驱动力，但人们也越来越关注其它硬件组件成本的降低，这些硬件部件构成了大型储能系统。
这些系统可为公用事业和
磷酸铁锂(LFP)电池。
中国储能联盟内部研究团队的最新数据发现，2020年前三季度，中国国内电化学储能开发容量为533.3MW，同比增长157%，其中85%的新系统是锂离子电池
的投资达到了创纪录的12亿美元。
图片：BNEF的报告显示，储能投资受到亚太和美国市场增长的推动，而EMEA的融资出现了放缓。来源:BNEF
报告中提到，全球最大的储能系统最近
储能的快速增长，2020年前9个月，中国新部署了533.3MW的电化学储能项目，比上一年增长157%。
BNEF首席执行官Jon Moore表示，尽管COVID-19阻碍了一些项目的进展，但是全球
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。
2)实行"水电+新能源+储能协同发展模式。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
表计量，电量结算按月报省能源局备案。
5)明确补贴范围和期限 。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
地方财政补贴可再生能源储能系统，是希望以次形式快速扩大可再生能源+储能市场。根据各地方经济能力的不同，补贴标准自然有差异。随着可再生能源电力全面实现平价上网，以及电化学储能成本的不断下降，其配置储能系统
负荷侧储能资源也可独立出来作为公用电储能参与辅助服务市场，原《电化学储能电站参与安徽电力调峰辅助服务市场规则条款》曾提出储能调峰申报价格最高不超过800元/MWh，按上限价来看，其补偿标准在全国范围内
进一步促进光伏产业持续健康发展的意见(征求意见稿)》中提出支持光伏储能系统应用，并对储能系统实际充电量给予1元/千瓦时补贴，同一项目年度补贴最高不超过50万元。分布式光伏和储能在我国实现真正意义的配套
产业发展的最好注脚。
截至2019年底，我国已投运的储能项目(含物理储能、电化学储能、储热)较2016年增加了32%，电化学储能规模增加了7倍。电化学储能装机规模1702MW/4055.4MWh
储能产业高速增长之谜，是主客观多方面因素综合作用的结果。
首先，储能系统成本快速下降为商业化应用奠定了基础。今年以来，锂离子电池储能系统价格已经进入应用领域的盈亏平衡点，为即将实现的商业化发展打下坚实的
储能项目累计装机规模184.6GW，同比增长1.9%。我国已投运储能项目累计装机规模32.4GW，占全球市场总规模的17.6%，同比增长3.6%。
目前主要的储能形式包括机械类储能、电化学类储能、电器类
储能、热储能、化学类储能等，其中抽水储能应用最广，电化学储能占比较小。
但是，市场机构普遍认为，电化学储能不受自然条件影响，且锂离子电池能量密度高、工作电压大、循环寿命长、充电速度快、放电功率高
日前，青海光伏竞价项目配套储能项目开标，最低逼近1元/Wh的储能单价刷爆整个储能圈。
就在不久前有业内人士预测，最快2021年末储能系统价格将降至1.5元/Wh。然而此次参与青海光伏竞价储能项目
规模化发展，未来在上游原材料价格不发生大波动的前提下，电池成本预计还会有20-30%的下降空间。
国网能源院新能源所高级工程师胡静表示，以锂离子电池为代表的电化学储能成本的大规模下降，主要是由于
首例采用储能系统实现F级燃机黑启动、国内首例燃机储能调频的项目。
2020年6月，国家电投中央研究院公布六大储能技术。包括：全球最大铁-铬液流电池储能系统，也是目前寿命最长、安全性能最高的电化学
储能技术孵化中心。
作为新能源+储能的拓荒者，国家电投旗下的黄河水电已是国内在储能电池技术应用经验上最为丰富的新能源开发商之一。国家电投珠海横琴热电有限公司的20MWh电池储能系统项目，也是世界
