政策解读 | 长风破浪会有时 新型储能的市场机遇已经敲响

2022年6月6日，国家发改委、国家能源局联合发布《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》(以下简称《通知》)，这份文件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。

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。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。市场在高速增长，但是新型储能的发展之路仍崎岖不平，储能电站能否得到合理的调用，能否通过市场获得合理收益，收益是否能够稳定得到保障，这一直是困扰新型储能发展的主要问题。

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，《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》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。以下是我们对《通知》的重点内容进行解读。

一、坚持市场化发展的原则，首次定义独立储能身份。在《通知》的总体要求中提出要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。坚定地明确了以市场化发展为主的根本原则。

同时，《通知》首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，技术类别涵盖了锂离子电池、压缩空气储能、液流电池、飞轮储能等多种技术路线。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。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，《通知》对独立储能的身份进行明确定义是推进新型储能参与市场运行的重要基础。

二、通过鼓励参与市场推进可再生能源与储能协同发展。自2019年至今，全国共有22个省市出台了可再生能源配置储能的政策，目前全国各省新型储能规划的项目已达42GW。各省积极推动可再生能源配置储能政策的背后反映了可再生能源渗透率快速提升的背景下，电网的系统调节压力持续增大，对灵活性资源的需求不断增加，需要建设新的调节资源以缓解压力。然而，强配储能的政策在催生新型储能快速发展的同时，与之相伴的是大量新型储能由于没有合理规划，合理调用而处于闲置的状态，并一度出现“劣币驱逐良币”的现象，而其背后的核心问题是可再生能源配置储能无法参与市场，缺少合理的成本疏导渠道，储能的作用和价值难以发挥并获取收益。《通知》中提出以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求情况下，鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体，按照现有相关规则参与电力市场。因此，随着各地电力市场建设的推进，为新能源场站配建的储能设施，将能够提高新能源场站的涉网性能减少考核，并可以联合参与现货市场、辅助服务市场、中长期市场，提高新能源场站的电量收益，并可为新能源场站提供容量价值，以获得更高的电价收益。

此外《通知》中还提到随着市场建设逐步成熟，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式。这一模式的提出，使得同一主体的储能电站可以根据不同功能需要，对容量进行分区管理参与不同的市场，获取更多价值收益，这将激发各类主体在技术上、应用上、市场模式上进行不断创新，拓展了我国现有新型储能的商业模式，激发了市场的想象空间。当然，若想真正落地在技术层面、计量结算方面、市场机制方面还面临很多关键问题需要解决。

三、解决独立储能电价问题，破解进入市场关键问题。《通知》提出加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场，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，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，各省在出台独立储能相关政策时，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!

四、优化储能调度运行机制，保障公平调用。《通知》中提出坚持以市场化方式为主优化储能调度运行，各地要建立完善适应新型储能发展的市场机制和调度运行机制，并对储能项目业主单位、电力交易机构、电力企业在技术提出要求，并明确各方管理责任。

同时，要求地方政府相关部门和国家能源局派出机构要研究细化监管措施，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。一直以来社会资本在投资建设独立储能电站时，对于电站能否得到公平、合理的调用，是投资方考虑最多的问题，这直接关系到电站的收益与运营模式。《通知》中明确提出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，这有利于为新型储能发展营造一个公平竞争的市场环境，保障储能电站的合理收益。

五、完善价格机制，对储能成本进行合理疏导。新型储能作为电力系统中的新成员，其参与市场的最关键问题，就是其发挥的作用价值如何获取收益，其收益如何通过合理渠道进行分摊的问题。《通知》提出充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务。明确其辅助服务费用根据《电力辅助服务管理办法》有关规定，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。

提出建立电网侧储能价格机制，研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场;探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。通过完善电价机制，独立储能将通过参与辅助服务市场获得相应补偿、通过现货市场获得电能量收益，其容量价值将可通过容量电价获得稳定收益，这将保障独立储能电站的合理收益，将真正释放市场空间。

同时《通知》强调各地要加强电网侧储能的科学规划和有效监管。有效的监管与合理的激励是对电网侧独立储能电站获得容量电价的约束也是保障市场健康、有序发展的手段。

此外，《通知》还对用户侧储能、新型储能项目管理、电化学储能电站安全管理提出要求。《通知》的出台为推进新型储能全面参与市场保驾护航，其破解市场机制壁垒，解决关键问题的力度，彰显了政府主管部门推动新型储能发展的决心!我们相信，随着市场机制的不断完善，技术的不断发展成熟，新型储能必将能肩负起实现“双碳”目标的伟大任务，中国必将成为引领全球储能发展的第一大市场!