坚持市场驱动，充分发挥新型储能系统作用

浩博电池网讯：国家发展和改革委员会、国家能源局于近日印发了《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运行的通知》（以下简称《通知》），是继《关于加快新型储能发展的指导意见》和《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《指导意见》和《实施方案》）之后的重磅之作，激起了行业热议，提振了新型储能投资市场信心。《通知》之所以一石激起千层浪，在于其在《指导意见》、《实施方案》政策导向基础上，更加聚焦行业发展的瓶颈问题，积极破解政策堵点。《通知》一出，如同习武之人打通任督二脉，将极大的加快新型储能规模化、市场化发展进程。现对《通知》的出台背景、关键政策导向及发展趋势进行解读。

一、《通知》着力破解新型储能利用率低、成本疏导难等瓶颈问题

“十四五”以来，我国新型储能发展进入商业化发展初期，新型储能项目建设进一步提速。2021年新增新型储能装机中，新能源配套储能和独立储能占约80%。究其原因，主要是为应对大规模新能源开发和消纳对电力系统安全稳定运行带来的挑战，各地出台政策将新能源场站自主配套建设或租赁独立储能容量作为竞争性配置条件，配建比例5%-30%不等。国家层面也出台《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励新能源企业通过购买调峰能力增加并网规模。

不容忽视的是，新型储能快速发展势头下一些隐忧不断凸现。首先是部分项目利用情况不尽如意，火电联合储能调频项目和用户侧储能项目利用率相对较高，基本能够达到预期目标；而部分新能源配置储能和电网侧储能项目利用率偏低。其次是成本疏导难，新能源配建储能靠通过减少弃电和两个细则考核支出获取收益，随新能源发电全面平价上网逐渐下降；而独立储能项目仅靠新能源场站的租赁费和参与电力辅助服务市场（或现货市场）获取收益，加之充电电量存在输配电价问题，尚未形成可持续的商业模式。

归结起来，新能源配建储能的问题在于其调节性资源不能被电网充分利用，且无法参与市场获取收益；而独立储能的问题在于市场交易品类较少，且未能解决充电电量输配电价问题。对于上述问题，《通知》从新型储能参与市场和调度运行等方面分类施策，针对性提出了多项举措，着力破解新型储能发展瓶颈。

二、《通知》为新能源配建储能参与市场明确了路径

当前新能源配建储能建设的出发点，主要是提高新能源场站并网友好性，增加系统提供调节能力，促进新能源消纳；对新能源场站而言，能够减少弃电收益并及两个细则考核支出，并为电源企业争取新能源开发指标方面获取优势。但是，现有新能源配建储能项目多数不直接接受电网调度，少数接受电网对于有功功率的调度，未能充分发挥对电网的调节作用和支撑能力。同时，新能源配建储能项目因为身份问题难以直接参与市场获取收益，也减弱了电源企业使用储能的积极性。

《通知》聚焦这个堵点，为新能源配建储能参与市场提出了明确路径。一是《通知》首次提出，具有法人资格的新能源配建储能项目可以通过技术改造转为独立储能项目，允许其独立参与电力市场交易，增加获取收益渠道，而电网得到了更多的可以直接调用的调节资源。二是《通知》鼓励储能与所配建的其他类型电源联合作为一个整体参与市场，考虑部分新能源配建储能难以通过改造满足技术条件、容量较小不适合单独参与市场，或者是多能互补一体化项目，可通过打捆形式参与电力市场交易，利用其整体电源特性获取市场收益。

可以预想，《通知》给予新能源配建储能新的出路，将充分调动新能源场站的积极性，有效盘活部分存量的新能源配建储能资产，进一步扩大接受电网调度的储能资源，从而有效提高新能源配建储能的利用率和收益。

三、《通知》为独立储能获取收益进一步拓展了空间

《通知》在《指导意见》和《实施方案》基础上，进一步明确了独立储能参与市场和价格机制的相关要求，通过“开源节流”为独立储能成本疏导进一步拓展了空间。在开源方面，《通知》明确独立储能可参与中长期和现货市场，鼓励其签订顶峰时段和低谷时段的市场合约，以及向电网提供有功平衡、无功平衡、事故应急及恢复服务等辅助服务，甚至在电网事故时提供有功响应服务。同时，《通知》要求建立平等参与市场的交易机制，明确准入标准，注册、交易、结算规则等，为全面市场化发展铺平道路。在节流方面，《通知》明确独立储能参与电能量市场时，向电网送电部分对应的充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。充电电费支出是独立储能电站运行成本的重要部分，此前各地要求并不统一，有些地区按照工业用户收取充电电量的输配电价和政府性基金，导致独立储能出现调用越多、亏得越多的现象。《通知》这一举措统一了充电电费相关要求，将有效进一步降低了独立储能电站的运营成本。

《通知》明确提出了新能源配建储能转换的独立储能和电网侧独立储能两种形式，在实际中还有独立共享储能形式。各种形式的独立储能均由电网统一调度，从功能看各有侧重。新能源配建转换的独立储能和独立共享储能一般在新能源富集地区建设，可弥补调峰资源不足，缓解大规模高比例新能源接入的压力；电网侧独立储能一般在负荷中心或电网输送断面受限、频率电压支撑不足等关键节点上建设，可参与电网调峰调频等服务，为保障电网潮流平衡和频率、电压稳定提供支撑。

无论何种独立储能必须获取多重收益，才能满足成本疏导需要。从收益构成来看，独立储能电站可获取收益的方式包括容量收益和市场收益部分。其中，市场收益形式已基本明确，《通知》中也进一步明确相关要求。而容量收益部分，对于不同形式的独立储能并不尽相同，总体上应遵循“谁受益、谁承担”的原则。对于电网侧独立储能，《通知》再次提出要研究建立电网侧独立储能电站的容量电价机制，意味着向将来出台电网侧独立储能容量电价政策又迈进了一步，但容量电价给多少、怎么给、向哪些用户传导等问题，仍需要各地在先行先试中探索。对于独立共享储能，向新能源场站收取的租赁费用相当于由新能源场站承担了其容量电价，而独立共享储能租赁给新能源电站的调节能力也为新能源企业争取开发指标提供了支撑。对于新能源配建转独立的储能电站，可视为其容量成本已由其所属的新能源场站承担，在《通知》后续执行过程中，需要各地进一步细化。

四、《通知》进一步细化了新型储能调度运行和管理要求

《通知》明确提出了各类新型储能调度运行的技术要求，为各类主体共同更好发挥新型储能作用提供了具体可操作性的指导。对于储能项目，要完善站内技术支持系统，向电网企业上传实时充放电功率、荷电状态等运行信息，参与电力市场和调度运行的项目还需具备接受调度指令的能力；对于电力交易机构，要完善适应储能参与交易的电力市场交易系统；对于电网企业，要建立技术支持平台，实现独立储能电站荷电状态全面监控和充放电精准调控，并指导项目业主做好储能并网所需一、二次设备建设改造，满足储能参与市场、并网运行和接受调度指令的相关技术要求。

《通知》明确了储能优化调度的原则和导向，同时强调加强对于独立储能调度运行的监管，从机制上保障了新型储能经济、公平、安全运行。在提高经济性方面，《通知》明确要坚持以市场化方式为主优化储能调度运行的原则，并提出对于暂未参与市场的配建储能，尤其是新能源配建储能，电力调度机构应建立科学调度机制。在保障公平性方面，考虑到未来独立储能资源将得到扩充，为保障不同投资属性的独立储能电站公平竞争，确保全社会资源的最大化利用，《通知》明确提出加强对独立储能调度运行监管，保障社会化资本投资的储能电站得到公平调度，具有同等权益和相当的利用率。在提升安全性方面，《通知》还强调加强新型储能运行安全监管，督促有关电力企业落实国家关于电化学储能电站安全管理的有关要求。

此外，《通知》强调充分利用信息化、大数据等新的技术手段，提高新型储能行业管理和项目监管能力。《通知》提出利用全国新型储能大数据平台动态跟踪分析储能调用和参与市场情况，并加强电化学储能电站安全监测，通过大数据平台辅助政府管理决策、提高行业管理效率、促进行业健康发展。