全文如下：

根据《财政部国家发展改革委国家能源局关于印发<可再生能源电价附加资金管理办法>的通知》(财建〔2020〕5号，以下简称《资金管理办法》)、《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》(财建〔2020〕426号)等文件要求以及你单位申请，现下达2021年度可再生能源电价附加补助资金预算。

资金支付方式按照财政国库管理制度有关规定执行，具体金额及支付方式见附件。

项目代码和名称为“Z175060070001可再生能源电价附加补助资金”，支出列2021年政府收支分类科目：“2116001风力发电补助”、“2116002太阳能发电补助”、“2116003生物质能发电补助”。列政府收支经济分类科目“50799其他对企业补助”。有关事项通知如下：

一、请严格按照预算管理要求，尽快将补贴资金拨付至电网企业或公共可再生能源独立电力系统项目企业。电网企业应严格按照《资金管理办法》，按月将相关资金拨付至已纳入可再生能源电价附加补贴清单的风电、太阳能、生物质等发电项目，并及时公开资金拨付情况。

二、电网公司在拨付补贴资金时，应按如下原则执行：

1.优先足额拨付第一批至第三批国家光伏扶贫目录内项目(扶贫容量部分);

2.优先足额拨付50kW及以下装机规模的自然人分布式项目;

3.优先足额拨付2019年采取竞价方式确定的光伏项目以及2020年采取“以收定支”原则确定的新增光伏、生物质项目;

4.对于国家确定的光伏“领跑者”项目，以及国家认可的地方参照建设光伏扶贫项目，优先保障拨付至项目并网之日起至2020年底应付补贴资金的50%;

5.其他发电项目，按照各项目并网之日起至2020年底应付补贴资金，采取等比例方式拨付;

6.对于发电小时数已达到合理利用小时数的项目，补贴资金拨付至合理利用小时数后停止拨付。拨付资金已超过合理利用小时数的项目，应在后续电费结算中予以抵扣，抵扣资金用于其他符合条件项目的补贴资金;

7.电网企业应加强补贴资金管理，可再生能源发电项目上网电量扣除厂用电外购电部分后按规定享受补贴。同时，电网企业应按照《农林生物质发电项目防治掺煤监督管理指导意见》要求加强补贴资金拨付审核，杜绝掺煤等情况的发生。2019年底前完成并网的项目，原则上应在2021年底前完成补贴清单审核;2020年起并网的项目，原则上应在并网后一年内完成补贴清单审核。

三、电网企业应按照《关于核减环境违法垃圾焚烧发电项目可再生能源电价附加补助资金的通知》(财建〔2020〕199号)、《关于核减环境违法等农林生物质发电项目可再生能源电价附加补助资金的通知》(财建〔2020〕591号)要求，向相关生态环境部门申请生物质发电企业环境违法等行为处罚情况，相应核减补贴资金等。

四、为保障资金安全，提高资金使用效率，电网企业应按年度对补贴资金申请使用等情况进行全面核查，必要时可聘请独立第三方。电网企业应在5月31日前将2020年及以前年度补贴资金拨付情况报送至国家可再生能源信息管理中心。统计信息包括项目代码、项目名称、项目业主、装机容量、上网电价、补贴强度、拨付金额等。我部将联合发展改革委、国家能源局聘请第三方独立机构对补贴项目有关情况适时进行核查。对于存在信息报送不及时等不配合核查情况的电网企业，将在以后年度中暂缓资金拨付或降低资金拨付比例。为深入贯彻落实《中共中央国务院关于全面实施预算绩效管理的意见》，切实提高财政资金使用效益，请你单位有关部门在组织预算执行中对照绩效目标做好绩效监控，确保年度绩效目标如期实现。同时，你单位应按规定及时上报绩效自评结果，绩效自评结果将作为分配预算资金的重要依据。

5月6日，山东发改委、能源局联合下发《关于组织申报2021年储能示范项目的通知》。根据通知，项目申报单位应为山东省内注册的独立法人企业，每个设区市同一类型（调峰或调频）限报2个项目，原则上同一企业（母公司或集团）同一类型限报1个项目。项目基本要求包括项目布局合理，符合相关电力规划。前期准备充分，已完成选址和备案，具备建设和电网接入条件，与相关风电、光伏发电项目建设进度一致性较高。

通知原文如下：

各市发展改革委（能源局），各有关单位、企业：

根据《关于开展储能示范应用的实施意见》（鲁发改能源〔2021〕254号）精神，现就组织申报2021年储能示范项目有关事项通知如下：

一、申报条件

项目申报单位应为山东省内注册的独立法人企业，每个设区市同一类型（调峰或调频）限报2个项目，原则上同一企业（母公司或集团）同一类型限报1个项目。基本要求：

1.项目布局合理，符合相关电力规划。前期准备充分，已完成选址和备案，具备建设和电网接入条件，与相关风电、光伏发电项目建设进度一致性较高。

2.技术质量达到相关要求。调峰项目功率不低于5万千瓦，联合火电机组调频项目单体功率不低于0.3万千瓦。关键技术指标满足鲁发改能源〔2021〕254号文件和国家、省里相关标准要求。不得使用梯次利用动力电池。

3.项目主设备应通过符合国家规定的认证认可机构的检测认证，涉网设备应符合接入电网的相关技术要求。

4.项目应具有较为完善的安全方案，符合相关安全规范要求，须按接入电压等级选择对应资质的设计、施工、监理、调试等单位。严格消防风险管控，配套CO、VOC或H2等复合型气体检测预警系统。

5.项目须于2021年底前建成投运，按要求接入省级监测平台并接受统一调度。

6.项目实施路径、运营模式或应用场景具有一定创新性，能够发挥示范带动作用。

二、有关要求

1．申报单位需按要求填写《山东省储能示范项目申请表》、编制申报书（详见附件），加盖公章后报项目所在地市级能源主管部门。

2．市级能源主管部门于5月20日前将申报文件及相关材料（一式7份、含电子版）报送省能源局。

3．省能源局将会同有关部门组织专家或委托第三方对申报项目进行评审，提出示范项目建议名单，并在省能源局门户网站公示。公示无异议的，联合发文确认2021年储能示范项目。

三、跟踪评估

省发展改革委、省能源局会同有关部门（单位）对示范项目加强跟踪评估，对违反相关规定或效果不达标的，及时终止示范，不再享受相关政策。

联系人及电话：李倩 王磊 0531-68627718

电子邮箱： snyjkjc@shandong.cn

山东省发展和改革委员会 山东省能源局

最大限度释放空气能和太阳能等清洁能源能量、持续探索碳晶材料在清洁取暖方面的可能性……眼下，工业大省山东的制造业企业使尽浑身解数，大力发展清洁能源，“清装”上阵，探寻经济高质量发展“良方”。

山东是中国工业大省，化工、轻工、机械、纺织、冶金行业规模位居中国前列，100多种重点产品产量居中国前三位。近年来，随着山东加速推进新旧动能转换，传统产业如何转型升级成为山东各地面临的普遍问题。记者连日来探访山东力诺瑞特新能源有限公司(以下简称“力诺瑞特”)、山东得象电器科技有限公司(以下简称“得象”)等多家企业，实地了解企业升级传统产业、发展新兴产业、探寻高质量发展的路径。

力诺瑞特针对农村“煤改电”项目，推出以“太阳能+空气能”多能互补的形式，解决民众取暖和家庭热水问题。　

在济南市章丘区乐家村，由力诺瑞特公司承建的清洁能源循环特色示范村“乐家模式”，采用“太阳能+空气能”多能互补的形式，既为村民提供热水和供暖，还可增加收益。据了解，该模式下，使用空气能产生的电费由太阳能自发电承担，余电还可以售卖。去除采暖用电量，村民每年还有3000元(人民币，下同)至3500元的收益。力诺瑞特常务副总经理赵培勤介绍说，在中国北方农村地区，普遍面临单户供热面积小、房屋保温性和气密性差、民众对取暖费的承受能力低等问题。在利用空气源热泵“煤改电”以前，农村地区一直靠烧煤取暖，不仅有危险隐患，而且会污染环境。

除探索“太阳能+空气能”清洁能源在农村的推广应用外，力诺瑞特还在行业内率先提出太阳能与建筑一体化概念，与房产企业合作运行大型太阳能工程配套项目。“下一步，我们将继续推进太阳能与建筑一体化项目，比如，改变室内热水箱的规格，使其更适应居家装修风格，这样更节省空间。”赵培勤表示。

墙暖、地暖、云暖、电暖画、电屏风、暖足宝……将碳晶能源新材料制造成为一张发热纸，幷将其应用到绿色节能取暖产品中，成为一个新兴产业，这是得象公司自2009年成立以来锚定的方向。得象董事长缪峰介绍说，碳晶电热板产品电能与热能的转换率达98%。同时在建设和成本方面，要比集中供热节约70%，比空调供暖节电30%。

力诺瑞特研发的空气源热泵冷暖机。 

碳晶取暖产品升温迅速，1分钟就能发热，安全省电、环保节能，相等热量需求下，耗电低于空调。”缪峰表示，农村煤改电项目成为得象发展过程中紧抓的一个机遇“风口”。“下一步，我们将考虑与光伏和风能发电企业合作，解决碳晶电热板产品的用电问题，让其更节能环保。”

据了解，山东提出要推进实施“绿动力计划”，清洁高效利用传统能源，深度开发利用新能源，加快煤炭消费减量替代。在可再生能源的开发利用上，该省将聚焦海上风电与海洋牧场、波浪能、潮汐能融合发展等领域，启动150万千瓦左右海上风电融合发展试点示范项目；推进黄河三角洲盐碱滩涂光伏基地规划建设，规范分布式光伏电站发展。

“为了实现碳达峰目标，到2030年我国新能源装机要达到12亿千瓦以上，到时我们至少需要2亿千瓦以上的储能设施。现在我国的抽水蓄能装机在4000万千瓦左右，受制于建设周期问题，到2030年我国抽蓄装机最多只能达到1亿千瓦。那么，剩下的1亿千瓦储能要怎么布局？”4月14日，在第十届储能国际峰会暨展览会开幕式上，国家电网公司总工程师陈国平向全体与会者抛出了这样的一个棘手问题。

　　据记者不完全统计，今年以来，全国范围内已有超过10个省（区、市）公开发布文件，要求新建新能源电站配置相应比例的储能装置。常见配储规模在10%—20%之间。

　　面对1亿千瓦的庞大储能需求，当前地方主推且最为常见的发电侧小容量、分散式配储能否担当重任？在成本和效率方面，这一模式是否存在短板？在可再生能源高速增长的未来，我们到底需要怎样的储能？

　　“存一度电比发一度电还贵，为什么要存呢？如果不是政府强制要求，谁会做这样的买卖？”有可再生能源开发企业相关工作人员坦言，出于并网压力，在新建发电项目时，发电企业有时不得不选择配置储能。

　　“存一度电比发一度电还贵，为什么要存呢？”

　　存一度电要花多少钱呢？在今年的全国两会上，通威集团董事局主席刘汉元曾在人大建议中指出，根据对储能系统的财务测算，即便采用成本相对便宜的锂电池方案，其成本依然达到了约0.44元/度。

　　发一度电能卖多少钱呢？不久前，国家发改委就2021年新能源上网电价政策征求意见。根据征求意见稿，2021年，新建可再生能源发电项目的指导上网电价统筹考虑2020年各地燃煤发电基准价和市场交易平均价分省确定。最终上网电价不得高于指导价。而在已公布的共计32个地区中，仅有湖南和广东两地的指导电价超过0.44元/度。

　　“目前，越来越多的省份实现了光伏发电平价，而在电价较低的地方，其电价通常维持在0.2-0.3元/度左右，如果再增加储能设施，对企业来说显然是一笔不小的开销，很难算过账来。”一位从事储能项目规划设计的业内人士告诉记者，“但现在光伏电站配置储能已经成了政策问题，并不是说算不过账就可以不上了。虽然文件上使用的是‘鼓励’‘优先’等字眼，但如今新能源项目份额竞争越来越激烈，不配储就拿不到项目，等于直接失去了竞争资格。企业只能硬着头皮上，实际上就是强制的。”

　　不仅如此，许昌许继电科储能技术有限公司副董事长田志国还指出，目前，我国储能虽有一定程度的发展，但仍属新生事物，储能电站相关的专业技术支持和运维人员都十分缺乏。“现在，传统的变电站基本都是无人值守的。储能电站理论上可以按照无人值守去设计，但现阶段我们还是不太放心，还是需要懂行的专业人员进行操作。那么从节约人力资源的角度出发，肯定是集中式建设大容量的储能更好。”

　　刘汉元指出，相比大容量集中储能，发电侧小容量的储能系统投资建设的成本较高、充放电效率较低，客观上不合理地推高了可再生能源的建设成本与电力价格。

　　“在电站端强制配置储能，存在巨大资源浪费”

　　除经济性因素外，在一些使用场景下，电源侧小规模、分散式配储更是“有心无力”。

　　“新能源出力的波动有多大？今年1月6日到8日，我国受到寒潮天气影响。在寒潮来临之初，风非常大，国网经营区域内，风电出力一度达到1.1亿千瓦/天左右。寒潮过后，出力下降到约6000万千瓦/天。而且由于连续几天低温天气的积累，用电负荷增加了约5000万千瓦/天。”陈国平直言，“出力下降叠加负荷上涨，里里外外就是1亿千瓦。相当于三天寒潮时间里要启动200台50万千瓦装机的机组。”

　　陈国平进一步指出，在长时间的静稳天气下，可再生能源可能连续多日处于低出力状态。“在去年夏季极热无风的情况下，华北地区的风电低出力最长持续了58小时，东北达到92小时。去年冬季，西北地区在一次冷空气间歇期中，风电低出力达到120小时。光伏的冬季低出力持续时间则更长。去年冬天，华东和华中地区光伏低出力最长曾维持8天左右，湖南和江西的部分地区甚至达到10天以上。”陈国平表示，可再生能源的日内波动尚能通过储能平抑，但面对长时间静稳天气带来的持续低出力，完全依靠储能“填谷”，成本将非常高昂。

　　刘汉元表示：“电网系统的运行方式与局部消纳能力实时变化。在电站建设时，统一按一定比例配置分散式储能设施，相比在电网侧集中配置储能，先天存在无法灵活调整、整体利用率偏低的缺陷。而且电站与电站之间不平衡出力是常态，在电网系统内可自然形成类似‘蓄水池’的缓冲调节能力，而在电站端强制配置储能，则存在巨大资源浪费。”

　　国内某参与风电储能项目建设的企业负责人向记者透露，该公司在去年建设的几个配储电站就曾出现刘汉元所说的“资源浪费”。“都是根据地方要求按照10%配的储能，有5MW的，也有10MW的。但是半年多来，电网一次都没调度过，平时还得充电维护。零散小电站配的储能利用率太低了。”

　　为此，刘汉元建议，应将抽水蓄能电站、储能基地纳入电力发展规划与统一调度范围，由电网公司在网侧集中配置储能系统，其成本由所有用户均摊。

　　“目前需要搞清楚的是，配置储能到底是为了什么”

　　那么，发电侧的小规模分散式配储究竟适用于怎样的场景呢？

　　2019年，新疆自治区发改委印发《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》，鼓励光伏电站合理配置储能系统，储能电站原则上按照光伏电站装机容量20%配置；对于配置储能电站的光伏项目，原则上增加100小时计划电量。

　　中国电建西北院储能与微电网研究中心副所长田莉莎表示，新疆提出的“增加100小时计划电量”政策，在很大程度上缓解了配置电化学储能的高成本问题。“以装机规模10万千瓦、电价1元/度的计算，多发100小时即增加了1000万度的电量，对应增加了1000万元的收益。对于已建高电价的光伏电站，配置储能后，几年内就可收回储能投资。而在平价上网的大趋势下，上网电价要低一些，新建光伏电站收回储能投资的时间也要相应延长。”

　　“目前需要搞清楚的是，配置储能到底是为了什么，要解决什么问题。不能仅仅为了配置储能而配置储能。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇指出，可再生能源电站侧强制配储的政策值得商榷。“储能的配置最好还是从各地区的全局规划出发，按照每年新增新能源装机规模，确定火电、抽水蓄能和电化学储能的建设比例。同时，应结合各地新能源发展规划进行商业模式探索，最大限度发挥储能系统的使用效率和经济效益，避免无效配置造成浪费。”

4月21日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，提出“到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变；到2030年，实现新型储能全面市场化发展”的主要目标。

储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展、实现碳达峰碳中和具有重要意义。

《征求意见稿》表示，以实现碳达峰碳中和为目标，将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措，以政策环境为有力保障，以市场机制为根本依托，以技术革新为内生动力，加快构建多轮驱动良好局面，推动储能高质量发展。

具体目标来说，到2025年，新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上。到2030年，新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。

新型储能产业蓄势待发

“储能”，顾名思义是指能量（主要是电能）的储存。在供给侧，储能系统是可再生能源解决消纳问题的途径之一。按能量存储形式，储能可分为电储能、热储能和氢储能。其中，电储能是最主要的储能形式，其包含抽水蓄能、压缩空气储能等机械储能技术，以及铅酸电池、锂离子电池等电化学储能技术。新型储能一般是指除抽水蓄能外的储能方式。

根据《储能产业研究白皮书2021》数据，截至2020年底，我国已投运储能项目累计装机35.6GW，同比增长9.8%；其中抽水蓄能累计装机31.79GW，规模最大，同比增长4.9%；电化学储能累计装机位列第二，为3269.2MW，同比增长91.2%。

《白皮书2021》表示，“碳中和”目标对储能行业是巨大利好，电化学储能市场将继续保持快速发展，保守预计，2021年国内累计装机规模5790.8MW，在市场发展理想的情况下，规模或能达到6614.8MW的高点。目前，以新能源为主体的电力系统建设正在稳步推进，储能规模化应用迫在眉睫。

氢储能也将迎来长足发展。4月21日，《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》发布，数据显示，我国氢产能约4100万吨/年，产量约3342万吨，全球第一。而目前我国弃风弃光问题依然存在，2020年全国弃风电166.1亿千瓦时，弃光电52.6亿千瓦时，若将其用于制氢，通过“风/光电-制氢-氢燃料电池发电”链条，则可满足超200万辆乘用车用氢需求。

天风证券表示，聚焦解决制氢、储运、加注、燃料电池等“卡脖子”技术难题、建立各类氢能产业链工程，有助于加速行业降本增效及规模化发展，使产业链得以完善。各地出台的发展规划与扶持政策，将有力支持氢燃料电池汽车高质量发展。行业有望扩大规模效应、迎来黄金发展期。

中信证券指出，《征求意见稿》明确装机目标和主体地位，有望解决储能主体市场地位和配套政策缺失痛点，开启市场化新阶段，储能设备供应商（锂电池、逆变器等）和综合能源服务商率先受益。中长期看氢储能应用有望加速，绿氢成本有望下降，利好燃料电池等氢能利用设备供应链。