中國儲能網(wǎng)訊：
文/張真 黎妍，中國電動汽車百人會氫能中心，價格理論與實踐
2021年10月，中共中央、國務(wù)院印發(fā)《關(guān)于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》指出：統(tǒng)籌推進氫能“制儲輸用”全鏈條發(fā)展，推進可再生能源制氫等低碳技術(shù)攻關(guān)，促進示范和規(guī)?；瘧?yīng)用。氫儲能由于具備大儲能容量、長儲能周期以及快速響應(yīng)的優(yōu)勢，被認為能夠良好地耦合規(guī)模大、波動強的可再生能源發(fā)電。相比其他儲能方式，氫儲能在“電—氫—電”的轉(zhuǎn)換過程中，可以同時提高可再生能源的消納以及實現(xiàn)對電網(wǎng)的調(diào)峰調(diào)頻、平滑電網(wǎng)的輸出，有助于構(gòu)建以可再生電力為主的新型電力系統(tǒng)，保障我國能源安全。
但在實際應(yīng)用中，我國氫儲能尚處于發(fā)展初期，由于可供研究的應(yīng)用項目較少，項目規(guī)模差異較大，導(dǎo)致測算的氫儲能度電成本差別較大。因此，進一步系統(tǒng)性地研究氫儲能在發(fā)電領(lǐng)域的需求情況，分析氫儲能的成本現(xiàn)狀、降本路徑以及經(jīng)濟性，對氫儲能在發(fā)電領(lǐng)域的規(guī)模化應(yīng)用、構(gòu)建清潔低碳安全高效的能源體系、實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標具有重要意義。
一、相關(guān)研究文獻評述
近年來，眾多學(xué)者深入研究發(fā)電領(lǐng)域的氫儲能系統(tǒng)及其應(yīng)用價值等，分析其在電力系統(tǒng)的需求和應(yīng)用價值。袁鐵江等（2016）提出：以風電—氫儲能與煤化工多能耦合系統(tǒng)集成架構(gòu)設(shè)計方案，并構(gòu)建多能耦合系統(tǒng)設(shè)備投資規(guī)劃數(shù)學(xué)模型，基于對新疆某地區(qū)風電場與煤化工企業(yè)為算例分析，結(jié)果表明：提出的多能耦合系統(tǒng)設(shè)備投資優(yōu)化規(guī)劃數(shù)學(xué)模型的正確性。李奇等（2021）建立了電氫耦合的混合儲能孤島微電網(wǎng)的微源容量優(yōu)化配置模型，在不同優(yōu)化算法和不同權(quán)重系數(shù)下進行仿真分析，得出系統(tǒng)配置儲能的最優(yōu)容量額度。
高嘯天等（2021）認為，隨著技術(shù)的進步和設(shè)備成本的降低，利用富余核電開展氫氣制備，不僅能夠提高核電機組的利用效率獲得更好的經(jīng)濟效益，還有助于氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。許傳博等（2022）認為，氫儲能在儲存容量和放電時長等性能指標上可滿足新型電力系統(tǒng)的要求，現(xiàn)階段應(yīng)以效率高、成本低“電—氫”廣義氫儲能方式為主，“電—氫—電”狹義氫儲能方式為輔。戴逢哲等（2022）建立包含儲氫罐、蓄熱罐充放能模型及氫燃料電池熱電聯(lián)產(chǎn)模型的混合儲能模型，得出相對于傳統(tǒng)電熱混合儲能，燃料電池熱電綜合利用與富余氧氣售賣的氫/熱混合儲能容量優(yōu)化模型能夠提升系統(tǒng)的用能效率與經(jīng)濟效益的結(jié)論。
當前對氫儲能的研究中，主要以氫儲能的系統(tǒng)與技術(shù)、能量管理、運行機制、應(yīng)用價值等研究為主，鮮少有關(guān)于氫儲能系統(tǒng)以及各子系統(tǒng)的成本和經(jīng)濟性分析、降本路徑研究以及規(guī)?；l(fā)展的經(jīng)濟性預(yù)測。根本原因是我國的氫儲能產(chǎn)業(yè)仍處于發(fā)展初期，缺少典型的可供研究的示范項目，導(dǎo)致在經(jīng)濟性和應(yīng)用場景方面難以形成體系化的研究內(nèi)容。在此背景下，本文通過大量文獻調(diào)研，深入企業(yè)進行產(chǎn)業(yè)調(diào)研，參照已有的儲能成本計算模型，系統(tǒng)性地測算氫儲能技術(shù)的經(jīng)濟性及預(yù)測其降本路徑。
二、氫儲能在發(fā)電領(lǐng)域的作用機制分析
氫儲能分為廣義和狹義兩種，廣義的氫儲能體系是指把電能、化學(xué)能等任意形式的能量轉(zhuǎn)換成氫氣的化學(xué)能，并廣泛應(yīng)用于交通、工業(yè)、建筑、發(fā)電等應(yīng)用場景；狹義的氫儲能體系是“電—氫—電”的轉(zhuǎn)換，是指將分布式可再生能源電力或電網(wǎng)中過剩的電力，通過電解水制氫轉(zhuǎn)換成氫氣的化學(xué)能，隨后利用氫氣發(fā)電技術(shù)將氫能再次轉(zhuǎn)換為電力并輸送回電網(wǎng)，或運輸至用戶端進行分布式發(fā)電，通常僅限于發(fā)電領(lǐng)域的應(yīng)用。本文所討論的氫儲能，主要指狹義的氫儲能。
國家能源局數(shù)據(jù)顯示：2022年新增風電光伏發(fā)電量占全國新增發(fā)電量的55%以上，可再生能源發(fā)電量占全社會用電量的30%左右。未來在以可再生能源為主體的新型電力系統(tǒng)中，可再生能源的比例有望超過傳統(tǒng)化石能源發(fā)電，這必然要求儲能設(shè)施具備一定的儲能時長，以滿足大規(guī)模再生能源的并網(wǎng)和長時間削峰填谷需求。氫儲能在儲能時長、儲能容量上具有較大優(yōu)勢。在儲能時長方面，可以實現(xiàn)“跨分鐘—跨季節(jié)”的儲能；在儲能容量方面，可以達到太瓦時的儲能規(guī)模，是目前新型發(fā)電系統(tǒng)中頗具潛力的儲能方式。通過“電—氫—電”的轉(zhuǎn)換，氫儲能促使可再生能源的消納利用率將不斷提高，推動整個能源結(jié)構(gòu)朝著綠色、低碳、高效的方向轉(zhuǎn)型，形成新型綜合能源供應(yīng)體系。
氫儲能還可以在電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)起到平抑風光出力波動、跟蹤計劃出力曲線、提供調(diào)峰輔助容量、參與電力需求響應(yīng)、緩解輸配線路阻塞等輔助作用。未來隨著可再生能源電力并網(wǎng)規(guī)模的增加，不穩(wěn)定的風電、光伏發(fā)電必將對電網(wǎng)的穩(wěn)定性造成較大沖擊，氫儲能將對電網(wǎng)的穩(wěn)定性發(fā)揮重要作用（許傳博等，2022年）。
根據(jù)CNESA的不完全統(tǒng)計，截至2021年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模46.1GW，位列全球第二，其中，抽水蓄能的累計裝機規(guī)模達到39.8GW，氫儲能占比不足0.1%。根據(jù)百人會氫能中心不完全統(tǒng)計，截至2022年5月，在建和示范運行的氫儲能設(shè)施共有9座，電解槽總裝機量超過462MW，其中，僅有不到1MW的電解槽裝機量處于運行狀態(tài)，其余均為規(guī)劃或建設(shè)狀態(tài)。中國氫儲能產(chǎn)業(yè)整體處于以小型示范項目為主的發(fā)展初期。
目前，全國新能源項目配套儲能比例基本不低于10%，部分省份甚至達到20%。從比例來看，目前儲能還有較大的需求空間。未來，隨著可再生能源發(fā)電裝機量的持續(xù)增加以及儲能配置政策穩(wěn)步推動，以可再生能源電力為主的電力系統(tǒng)需要大量儲能設(shè)施，以輔助電力供需的平衡。
據(jù)相關(guān)部門預(yù)測：到2030年，預(yù)計中國可再生能源發(fā)電累計裝機量將達到2214GW。按照新能源項目配套儲能比例10%計算，儲能規(guī)模需求至少在221.4GW，當氫儲能的占比達到20%時，氫儲能部署規(guī)模將高達44.3GW，是目前氫儲能規(guī)模的數(shù)十倍。
在電動汽車百人會氫能中心的測算中，當氫儲能占儲能行業(yè)20%的情況下，未來整個氫儲能的設(shè)備投資市場可達3000億元。
三、氫儲能經(jīng)濟性分析
氫儲能的經(jīng)濟性主要取決于氫儲能的成本以及能源套利。在成本分析方面，需要分析氫儲能的全生命周期度電成本以及常見的儲能方式，例如，已經(jīng)實現(xiàn)商業(yè)化應(yīng)用的抽水儲能以及當前發(fā)展迅猛的電化學(xué)儲能，進行成本對比；在能源套利方面，需要分析當前的峰谷電價差是否可以實現(xiàn)能源價值的貨幣化。
（一）氫儲能的成本分析
全生命周期度電成本是目前儲能常用的成本衡量指標。全生命周期的度電成本也稱平準化成本(LCOE)，計算公式為儲能電站總成本/儲能電站總處理電量，指在全生命周期內(nèi)對儲能電站的總成本和發(fā)電量進行平準化計算得到的儲能成本（何穎源等，2019）。儲能電站總處理電量是儲能裝置每年的儲存輸送返回電網(wǎng)或應(yīng)用端的發(fā)電量。度電成本在評估儲能技術(shù)經(jīng)濟性方面具有重要指導(dǎo)意義。其計算公式如下：
其中，全生命周期儲能電站總成本分為安裝成本和運行成本，安裝成本主要包括儲能系統(tǒng)成本和土建成本等初始投資，運行成本則包括運維成本、人工成本、回收殘值等。全生命周期儲能電站總處理電量主要指氫發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電總量。以我國正在建設(shè)的全球最大的氫儲能發(fā)電項目———張家口200MW/800MWh氫儲能發(fā)電工程項目為例，從預(yù)計運行情況測算，該氫儲能項目的度電成本預(yù)計在0.75-0.9元/kWh左右。
1.技術(shù)路線、發(fā)電時長對氫儲能成本的影響。氫儲能發(fā)電系統(tǒng)的子系統(tǒng)包括多種技術(shù)路線。其中，制氫系統(tǒng)包括堿性和PEM電解水制氫裝置，儲氫系統(tǒng)包括高壓氣態(tài)、低溫液態(tài)、固態(tài)儲氫裝置等。子系統(tǒng)選擇的技術(shù)路線不同，將影響氫儲能發(fā)電系統(tǒng)的度電成本。例如，在張家口200MW/800MWh氫儲能發(fā)電工程項目中，假設(shè)將堿性電解水制氫裝置替換成為PEM電解水制氫裝置，測算其度電成本將增加至1.3元/kWh；假設(shè)將固態(tài)儲氫裝置替換成為高壓氣態(tài)儲氫，測算其度電成本將降至0.74元/kWh。當規(guī)劃氫儲能發(fā)電站時，在考慮項目實情的情況下，應(yīng)當充分考慮各子系統(tǒng)的技術(shù)路線，選擇氫儲能發(fā)電系統(tǒng)的最優(yōu)配置。
2.項目規(guī)模對氫儲能成本的影響。與規(guī)模較小的安徽六安兆瓦級氫能科技示范工程進行對比，該項目由1MW質(zhì)子交換膜（PEM）電解水制氫裝置、1MW質(zhì)子交換膜燃料電池發(fā)電裝置、200kg儲氫裝置組成。根據(jù)同樣的計算方式，測算該項目的生命周期度電成本情況。
從結(jié)果來看，該項目的氫儲能度電成本為2.19元/kWh，假設(shè)制氫方式與張家口200MW/800MWh氫儲能發(fā)電工程項目相同，均為ALK電解水裝置，其度電成本下降至1.63元/kWh，但仍與張家口200MW/800MWh氫儲能發(fā)電工程項目的度電成本差距較大。究其原因，主要是兩個項目的規(guī)模差異導(dǎo)致。通常情況下，項目規(guī)模越大，土地、建設(shè)以及核心設(shè)備的攤銷成本越低，度電成本越低。
3.氫儲能與抽水儲能、電化學(xué)儲能度電成本比較。目前抽水儲能電站的投資成本為60-64億元/GW，一般抽水蓄能電站使用壽命約50年，每天抽放一次，系統(tǒng)能量成本在120-170萬元/MWh，系統(tǒng)功率成本為550-700萬元/MW，電站運維成本約120萬元/MWh，其他成本20萬元/MWh，系統(tǒng)能量效率76%，年運行比例約90%。由此測算可得，抽水蓄能產(chǎn)生的度電成本為0.21-0.25元/kWh，是目前成本最低廉的儲能方式之一。
電化學(xué)儲能的度電成本整體高于抽水儲能。對于容量型磷酸鐵鋰電池儲能電站，系統(tǒng)能量成本150-230萬元/MWh，電池平均年更換1%，系統(tǒng)壽命7年，90%DOD下，儲能系統(tǒng)的循環(huán)壽命按照3500-5000次計算，系統(tǒng)效率88%，度電成本為0.62-0.82元/kWh。對于鋰離子電池儲能電站，過去8年中，鋰離子電池單體的能量成本從450-600萬元/MWh降至100-150萬元/MWh，下降幅度近80%，度電成本在0.62-1.26元/kWh之間。不同電化學(xué)儲能的度電成本存著一定的差距。目前成本最高的是三元鋰電池，由于能量密度高、循環(huán)性能好、耐低溫性能相對較好，常用于消費級新能源電動汽車中。
對比抽水儲能和電化學(xué)儲能，當前氫儲能的度電成本比抽水儲能仍然偏高，但已經(jīng)下探到電化學(xué)儲能的成本區(qū)間，開始具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用的基礎(chǔ)。而且與電化學(xué)儲能相比，氫儲能的儲能容量增加的同時，其成本的增加遠低于電化學(xué)儲能，更適用于規(guī)模化儲能場景。
（二）氫儲能的能源套利
2021年7月，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，要求拉大峰谷價差至少3:1，系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1。此外，要建立尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價基礎(chǔ)上上浮不低于20%。2022年12月，全國有4個省級單位的峰谷電價差達到1.2元/kWh以上，分別是天津、上海、重慶和浙江；15個省份單位峰谷電價差在0.8-1.2元/kWh之間。儲能設(shè)施的經(jīng)濟價值主要由能源套利體現(xiàn)，當電網(wǎng)峰谷電價差大于儲能的度電成本時，儲能設(shè)施才有望實現(xiàn)經(jīng)濟性，且峰谷電價差越大，儲能套利空間越大，儲能的經(jīng)濟性就越好。
以張家口200MW/800MWh氫儲能發(fā)電工程項目為例，氫儲能的度電成本可低至0.75元/kWh。2022年12月，河北省一般工商業(yè)用戶最大峰谷電價差達到1.14/kWh左右，遠高于0.75元/kWh的度電成本，理論上可以實現(xiàn)能源套利。從全國范圍來看，2022年12月，峰谷電價差超過0.8元/度的地區(qū)有19個省市，大部分地區(qū)已經(jīng)具備大規(guī)模氫儲能電站的能源套利空間，實現(xiàn)氫儲能設(shè)施的盈利。
四、氫儲能發(fā)展的路徑選擇
除了制氫方式以及氫發(fā)電量等生產(chǎn)因素以外，氫儲能的降本，主要取決于各系統(tǒng)的成本下降，而各系統(tǒng)的成本下降來自于技術(shù)突破、國產(chǎn)化程度以及規(guī)?；a(chǎn)。在技術(shù)突破方面，需要提高制氫系統(tǒng)的電流密度、開發(fā)大功率電解槽，開發(fā)新型儲氫材料降低材料價格，減少燃料電池系統(tǒng)中貴金屬使用、開發(fā)大功率氫燃料電池系統(tǒng)/氫燃氣輪機等。在國產(chǎn)化方面，首先需要提高關(guān)鍵材料和核心零部件的國產(chǎn)化程度，如PEM電解槽和PEM燃料電池中的質(zhì)子交換膜，目前仍主要被美國和日本的企業(yè)所壟斷，儲氫罐的碳纖維材料，也主要依靠進口。在規(guī)?；a(chǎn)方面，需要刺激下游應(yīng)用端需求，擴大產(chǎn)業(yè)的規(guī)模。同時，優(yōu)化生產(chǎn)流程，提高自動化生產(chǎn)水平。
（一）關(guān)鍵技術(shù)突破和核心產(chǎn)品國產(chǎn)化是氫儲能降本的直接推動力
對于制氫系統(tǒng)，可以通過提高電流密度、減少貴金屬催化劑的使用量以及提高電解槽單槽制氫功率降低成本。在電流密度方面，目前ALK電解槽的電流密度大約為2000-3000A/m2，當電流密度提高到4000A/m2時，可以大幅減少極板、隔膜和電極等重要材料的使用量，制氫設(shè)備成本將下降10%-20%。在催化劑方面，研究新型催化劑，減少或避免催化劑中貴金屬的使用占比，也是目前降本的重要路徑之一。在電解槽單槽制氫功率方面，目前大功率制氫設(shè)備的單位制氫設(shè)備成本比小功率制氫設(shè)備低。例如，1MW堿性電解水裝置價格大約在250萬-300萬元，而5MW堿性電解水裝置價格大約在800萬-1000萬元（折算每MW制氫設(shè)備成本大約160萬-200萬元）。
對于氫燃料電池系統(tǒng)，以PEMEC技術(shù)為例，提高氫燃料電池系統(tǒng)額定功率密度、降低催化劑貴金屬負載、降低質(zhì)子交換膜厚度以及國產(chǎn)化、規(guī)?；a(chǎn)等均有利于降低氫燃料電池系統(tǒng)的整體成本。清華大學(xué)車輛與運載學(xué)院數(shù)據(jù)顯示：到2025年，當生產(chǎn)產(chǎn)能規(guī)模達到5萬-10萬臺級別，氫燃料電池系統(tǒng)的成本有望降到1000元/kW；到2030年，當生產(chǎn)產(chǎn)能規(guī)模達到50萬-100萬臺級別，氫燃料電池系統(tǒng)的成本有望降到500元/kW，僅為當前成本的1/10左右。
除了氫燃料電池技術(shù)，首選氫燃料燃氣輪機發(fā)電技術(shù)，這種發(fā)電技術(shù)也是氫發(fā)電技術(shù)的主要發(fā)展趨勢之一。目前大部分氫燃料燃氣輪機發(fā)電機摻氫比例在10%-20%左右，多項高比例摻氫甚至純氫燃料燃氣輪機開發(fā)項目也正在開發(fā)中。根據(jù)明陽集團數(shù)據(jù)，當前一套45MW純氫燃機+165MW電解槽+12小時儲氫系統(tǒng)，100%純氫燃氣輪機發(fā)電系統(tǒng)成本可以控制在5000元/kW左右，成本與氫燃料電池系統(tǒng)相當。但氫燃料燃氣輪機發(fā)電技術(shù)可沿用現(xiàn)有內(nèi)燃機工業(yè)體系進行開發(fā)，產(chǎn)業(yè)化轉(zhuǎn)化更有利；其次采用傳統(tǒng)燃燒做功模式，對氫氣燃料純度要求較低，燃料適應(yīng)性好。此外，氫燃料燃氣輪機不需要貴金屬催化劑，更適合當下的大規(guī)模應(yīng)用場景。近年來，多個企業(yè)正在開發(fā)高比例摻氫的氫燃料燃氣輪機技術(shù)，未來將與氫燃料電池技術(shù)并行發(fā)展。
（二）氫能產(chǎn)業(yè)各環(huán)節(jié)規(guī)?；a(chǎn)促進氫儲能綜合成本下降
目前氫能產(chǎn)業(yè)還未達到大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用，整體規(guī)模偏小，這也是導(dǎo)致氫能各環(huán)節(jié)成本偏高的主要因素。例如，電解水制氫系統(tǒng)，由于產(chǎn)業(yè)規(guī)模整體偏小，部分裝備尚未實現(xiàn)自動化生產(chǎn)，造成電解水制氫系統(tǒng)生產(chǎn)成本偏高；隨著技術(shù)進步以及電解水制氫設(shè)備的應(yīng)用進一步擴大，可以通過自動化生產(chǎn)降低生產(chǎn)過程的成本。
未來，隨著波動性較強的可再生能源電力逐漸替代穩(wěn)定的火電，且氫儲能綜合應(yīng)用成本不斷降低，逐漸趨向傳統(tǒng)儲能方式的成本區(qū)間。在大型發(fā)電系統(tǒng)中，氫儲能將逐漸成為可再生能源為主的新型電力系統(tǒng)的重要組成部分，通過充電、放電的削峰填谷機制實現(xiàn)對電力系統(tǒng)功率和能量的調(diào)整，起到調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)、削峰填谷/需求側(cè)響應(yīng)等作用，加速電力系統(tǒng)朝著綠色、低碳、高效的新型能源供應(yīng)體系發(fā)展；在分布式發(fā)電系統(tǒng)中，在偏遠地區(qū)、數(shù)據(jù)中心、海島、基站、軍事應(yīng)用等難以搭建大型電網(wǎng)的地區(qū)，氫儲能將提供微電網(wǎng)、備用電的服務(wù)，為無法覆蓋電網(wǎng)的地區(qū)提供穩(wěn)定電源。此外，氫儲能還將作為互聯(lián)媒介實現(xiàn)能源互聯(lián)多能互補，將風能、光能、熱能、天然氣、生物質(zhì)能和電能互聯(lián)互通，以實現(xiàn)多能互補協(xié)調(diào)發(fā)展，提高能源的整體利用效率。
五、結(jié)論與建議
目前我國氫儲能產(chǎn)業(yè)處于發(fā)展培育期，百MW級別項目的氫儲能度電成本預(yù)計在0.75-0.9元/kWh左右（堿性電解水路徑），雖然高于抽水儲能和大部分電化學(xué)儲能，但具備巨大的降本空間。隨著氫儲能裝備及各子系統(tǒng)的技術(shù)突破以及規(guī)?；l(fā)展，預(yù)測到2025年，大規(guī)模氫儲能的度電成本將下降到0.45元/kWh左右，開始具備較好的經(jīng)濟效益。
當前，在裝備及子系統(tǒng)快速降本的發(fā)展趨勢下，氫儲能正進入成本下降通道，有望從產(chǎn)業(yè)培育期進入規(guī)?；瘧?yīng)用階段。但總體而言，氫儲能發(fā)展還未迎來爆發(fā)期，主要受到諸多現(xiàn)實原因的制約，比如技術(shù)瓶頸、盈利空間不足等。未來需要通過技術(shù)突破、政策激勵、規(guī)?；l(fā)展等手段促進氫儲能系統(tǒng)的降本增效，通過提升其經(jīng)濟性來實現(xiàn)商業(yè)化發(fā)展?；诖?，提出如下幾點建議：
1.關(guān)鍵技術(shù)仍需不斷突破。需要加快0%-100%寬功率波動適應(yīng)性的高效電解制氫技術(shù)突破，更好耦合風電、光伏發(fā)電等可再生能源發(fā)電系統(tǒng)，提高氫儲能系統(tǒng)與風、光電場的適配性。推動MW級電解水制氫、燃料電池系統(tǒng)的大功率氫儲能設(shè)施的建設(shè)，攤薄綜合成本。
2.促進氫儲能的規(guī)?；l(fā)展。氫儲能的規(guī)?；⑸虡I(yè)化應(yīng)用，勢必會帶來制氫、儲氫、氫發(fā)電等各系統(tǒng)成本的下降，這也是氫儲能實現(xiàn)經(jīng)濟性的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。在行業(yè)發(fā)展初期，規(guī)模體量的發(fā)展可以依靠各地政府發(fā)布相關(guān)支持政策，例如，在新建的光伏、風電機組等可再生能源發(fā)電項目，應(yīng)當配置一定比例的氫儲能設(shè)施；簡化氫儲能項目的審批流程，放寬制氫項目必須進入化工園區(qū)的門檻要求。
3.實行積極的財政激勵政策。未來我國可以參考國際先進的經(jīng)驗做法，通過完善電力市場規(guī)則、提供補貼和投資稅收減免等措施支持儲能市場發(fā)展。在電力市場規(guī)則方面，在儲能發(fā)展較為活躍的地區(qū)可主要采用合理的峰谷電價差等電力市場規(guī)則促進儲能的發(fā)展；在補貼方面，可主要采取提供“初裝補貼”的方式，幫助減輕用戶在購買、租賃、安裝儲能系統(tǒng)階段所承擔的初始投資壓力；在稅收方面，可考慮按照投資額的一定比例抵扣應(yīng)納稅。
