近日，国家发展改革委、国家能源局《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》正式公布。通知提出，新型储能可作为独立储能参与电力市场；鼓励新能源场站和配建储能联合参与电力市场；加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加等。

　　对此，业内人士欢呼“这对储能是实质性利好”，将极大的促进新型储能建设和发展，未来10倍以上增长空间可期。

　　事实上，近期利好新型储能的政策不断，A股储能板块也率先复苏活跃，万得储能指数在27个交易日累计上涨逾40%，包括国轩高科、欣旺达、亿纬锂能等个股均大幅反弹。

　　“长风破浪会有时，新型储能的市场机遇已经敲响。”中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻向记者感慨，市场迫切需要理顺新型储能参与市场运行的政策机制、价格机制、调度运行机制。在这一背景下，通知的发布，可以说是储能市场的“及时雨”，解决了行业期盼已久的问题。

　　她表示，通知是目前新型储能参与市场和调度运行最为重要的文件，对新型储能在参与市场中关于身份、电价、交易机制、调度运营机制等诸多关键问题予以明确，将对“十四五”时期我国新型储能发展产生深远影响。

　　首次定义“独立储能”身份自主参与电力市场

　　文件明确，储能“独立”“自主”参与电力市场。“独立”一词是文件当之无愧的关键词，通知全文17次提及。通知还第一次对独立储能进行官方定义——具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。

　　“纵观国内外储能市场近两年发展，独立储能是较受关注的一种发展模式。美国、澳大利亚、英国等均落地实施了一批百兆瓦级别的独立储能项目，在我国以山东、湖南、江苏、河北、山西、浙江、安徽等地纷纷在布局大规模独立储能项目。今年，山东独立储能示范项目已进入现货市场运行，迈出了我国新型储能发展的新阶段。”

　　李臻说，较之前发电侧与新能源、火电厂联合运行的储能项目以及用户侧储能项目相比，独立储能在技术上、形式上天然具备作为独立主体参与市场的条件；从功能作用上独立储能能够更高效地为系统提供灵活性调节能力以及为电网运行提供安全保障支撑；从获取收益上，独立储能具备通过参与多个市场不同品种之间的交易，获得多重收益的能力。因此，独立储能的身份明确定义是推进新型储能参与市场运行的重要基础。

　　解决独立储能电价难题为“入市”铺平道路

　　通知提出，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰。加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场。鉴于现阶段储能容量相对较小，鼓励独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用。独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

　　“这一条政策实实在在解决了独立储能参与市场最关键的难题。” 李臻表示，一直以来新型储能由于其双向调节作用，而无法明确其参与市场的身份，各省在出******立储能相关政策时，对储能的充放电电价或者避而不谈，或者以“充放互抵，损耗自担”的方式鼓励储能建设，但是政策不具备长期性和稳定性。

　　“独立储能在其充放电过程中发挥了移峰填谷和顶峰发电作用，若充电时按照用户收取电费，放电时按照发电给予电价，则将面临重复收取输配电价和政府性基金及附加的问题。同时，以锂离子电池为例，充放一度电还将有10%-20%的损耗，独立储能参与电能量市场将难以获利。以山东市场为例，若充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，将可以减少约0.2元的电价成本，对独立储能电站参与市场交易是重大利好！”

　　新型储能将有10倍以上增长空间

　　根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)全球储能项目库的不完全统计，截至2021年底，中国已投运的新型储能项目的累计装机规模为5.7GW，新增装机为2.4GW，同比增长54%，其中以电源侧的新增装机最多达到1GW，其次为电网侧的新增装机达到854MW。

　　据分析，“十四”五时期，国家能源局在《推进新型储能发展的指导意见》中提出了不低于30GW的发展目标，若实现这一目标，新型储能将至少达到10倍以上的增长。

　　“我看好电网侧建设大规模独立共享储能电站。”北京北变微电网技术有限公司副总经理杜宏在接受记者采访时表示，给予储能独立市场地位，可以社会化建，能够参与电力市场，能够直接接受电网调度等是行业巨大利好，无疑将促进新型储能建设目标早日实现。

　　 转自：上海证券报