2022年6月6日，國家發改委、國家能源局聯合發布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》(以下簡稱《通知》)，這份文件是目前新型儲能參與市場和調度運行最為重要的文件，對新型儲能在參與市場中關于身份、電價、交易機制、調度運營機制等諸多關鍵問題予以明確，將對“十四五”時期我國新型儲能發展產生深遠影響。

根據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)全球儲能項目庫的不完全統計，截至2021年底，中國已投運的新型儲能項目的累計裝機規模為5.7GW，新增裝機為2.4GW，同比增長54%，其中以電源側的新增裝機最多達到1GW，其次為電網側的新增裝機達到854MW。十四五時期，國家能源局在《推進新型儲能發展的指導意見》中提出了不低于30GW的發展目標，若實現這一目標，新型儲能將至少達到10倍以上的增長。市場在高速增長，但是新型儲能的發展之路仍崎嶇不平，儲能電站能否得到合理的調用，能否通過市場獲得合理收益，收益是否能夠穩定得到保障，這一直是困擾新型儲能發展的主要問題。

市場迫切需要理順新型儲能參與市場運行的政策機制、價格機制、調度運行機制。在這一背景下，《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》的發布，可以說是儲能市場的及時雨，解決了行業期盼已久的問題。以下是我們對《通知》的重點內容進行解讀。

一、堅持市場化發展的原則，首次定義獨立儲能身份。在《通知》的總體要求中提出要建立完善適應儲能參與的市場機制，鼓勵新型儲能自主選擇參與電力市場，堅持以市場化方式形成價格，持續完善調度運行機制，發揮儲能技術優勢，提升儲能總體利用水平，保障儲能合理收益，促進行業健康發展。堅定地明確了以市場化發展為主的根本原則。

同時，《通知》首次對獨立儲能進行官方定義：具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統可被電網監控和調度，符合相關標準規范和電力市場運營機構等有關方面要求，具有法人資格的新型儲能項目，可轉為獨立儲能，作為獨立主體參與電力市場。縱觀國內外儲能市場近兩年發展，獨立儲能是較受關注的一種發展模式。美國、澳大利亞、英國等均落地實施了一批百兆瓦級別的獨立儲能項目，在我國以山東、湖南、江蘇、河北、山西、浙江、安徽等地紛紛在布局大規模獨立儲能項目，技術類別涵蓋了鋰離子電池、壓縮空氣儲能、液流電池、飛輪儲能等多種技術路線。今年，山東獨立儲能示范項目已進入現貨市場運行，邁出了我國新型儲能發展的新階段。較之前發電側與新能源、火電廠聯合運行的儲能項目以及用戶側儲能項目相比，獨立儲能在技術上、形式上天然具備作為獨立主體參與市場的條件;從功能作用上獨立儲能能夠更高效地為系統提供靈活性調節能力以及為電網運行提供安全保障支撐;從獲取收益上，獨立儲能具備通過參與多個市場不同品種之間的交易，獲得多重收益的能力。因此，《通知》對獨立儲能的身份進行明確定義是推進新型儲能參與市場運行的重要基礎。

二、通過鼓勵參與市場推進可再生能源與儲能協同發展。自2019年至今，全國共有22個省市出臺了可再生能源配置儲能的政策，目前全國各省新型儲能規劃的項目已達42GW。各省積極推動可再生能源配置儲能政策的背后反映了可再生能源滲透率快速提升的背景下，電網的系統調節壓力持續增大，對靈活性資源的需求不斷增加，需要建設新的調節資源以緩解壓力。然而，強配儲能的政策在催生新型儲能快速發展的同時，與之相伴的是大量新型儲能由于沒有合理規劃，合理調用而處于閑置的狀態，并一度出現“劣幣驅逐良幣”的現象，而其背后的核心問題是可再生能源配置儲能無法參與市場，缺少合理的成本疏導渠道，儲能的作用和價值難以發揮并獲取收益。《通知》中提出以配建形式存在的新型儲能項目，在完成站內計量、控制等相關系統改造并符合相關技術要求情況下，鼓勵與所配建的其他類型電源聯合并視為一個整體，按照現有相關規則參與電力市場。因此，隨著各地電力市場建設的推進，為新能源場站配建的儲能設施，將能夠提高新能源場站的涉網性能減少考核，并可以聯合參與現貨市場、輔助服務市場、中長期市場，提高新能源場站的電量收益，并可為新能源場站提供容量價值，以獲得更高的電價收益。

此外《通知》中還提到隨著市場建設逐步成熟，鼓勵探索同一儲能主體可以按照部分容量獨立、部分容量聯合兩種方式同時參與的市場模式。這一模式的提出，使得同一主體的儲能電站可以根據不同功能需要，對容量進行分區管理參與不同的市場，獲取更多價值收益，這將激發各類主體在技術上、應用上、市場模式上進行不斷創新，拓展了我國現有新型儲能的商業模式，激發了市場的想象空間。當然，若想真正落地在技術層面、計量結算方面、市場機制方面還面臨很多關鍵問題需要解決。

三、解決獨立儲能電價問題，破解進入市場關鍵問題。《通知》提出加快推動獨立儲能參與中長期市場和現貨市場，發揮移峰填谷和頂峰發電作用。獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。這一條政策實實在在解決了獨立儲能參與市場最關鍵的難題，一直以來新型儲能由于其雙向調節作用，而無法明確其參與市場的身份，各省在出臺獨立儲能相關政策時，對儲能的充放電電價或者避而不談，或者以“充放互抵，損耗自擔”的方式鼓勵儲能建設，但是政策不具備長期性和穩定性。獨立儲能在其充放電過程中發揮了移峰填谷和頂峰發電作用，若充電時按照用戶收取電費，放電時按照發電給予電價，則將面臨重復收取輸配電價和政府性基金及附加的問題，同時以鋰離子電池為例，充放一度電還將有10%-20%的損耗，獨立儲能參與電能量市場將難以獲利。以山東市場為例，若充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，將可以減少約0.2元的電價成本，對獨立儲能電站參與市場交易是重大利好!

四、優化儲能調度運行機制，保障公平調用。《通知》中提出堅持以市場化方式為主優化儲能調度運行，各地要建立完善適應新型儲能發展的市場機制和調度運行機制，并對儲能項目業主單位、電力交易機構、電力企業在技術提出要求，并明確各方管理責任。

同時，要求地方政府相關部門和國家能源局派出機構要研究細化監管措施，加強對獨立儲能調度運行監管，保障社會化資本投資的儲能電站得到公平調度，具有同等權益和相當的利用率。一直以來社會資本在投資建設獨立儲能電站時，對于電站能否得到公平、合理的調用，是投資方考慮最多的問題，這直接關系到電站的收益與運營模式。《通知》中明確提出保障社會化資本投資的儲能電站得到公平調度，具有同等權益和相當的利用率，這有利于為新型儲能發展營造一個公平競爭的市場環境，保障儲能電站的合理收益。

五、完善價格機制，對儲能成本進行合理疏導。新型儲能作為電力系統中的新成員，其參與市場的最關鍵問題，就是其發揮的作用價值如何獲取收益，其收益如何通過合理渠道進行分攤的問題。《通知》提出充分發揮獨立儲能技術優勢提供輔助服務。明確其輔助服務費用根據《電力輔助服務管理辦法》有關規定，按照“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”的原則，由相關發電側并網主體、電力用戶合理分攤。

提出建立電網側儲能價格機制，研究建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動電站參與電力市場;探索將電網替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收。通過完善電價機制，獨立儲能將通過參與輔助服務市場獲得相應補償、通過現貨市場獲得電能量收益，其容量價值將可通過容量電價獲得穩定收益，這將保障獨立儲能電站的合理收益，將真正釋放市場空間。

同時《通知》強調各地要加強電網側儲能的科學規劃和有效監管。有效的監管與合理的激勵是對電網側獨立儲能電站獲得容量電價的約束也是保障市場健康、有序發展的手段。

此外，《通知》還對用戶側儲能、新型儲能項目管理、電化學儲能電站安全管理提出要求。《通知》的出臺為推進新型儲能全面參與市場保駕護航，其破解市場機制壁壘，解決關鍵問題的力度，彰顯了政府主管部門推動新型儲能發展的決心!我們相信，隨著市場機制的不斷完善，技術的不斷發展成熟，新型儲能必將能肩負起實現“雙碳”目標的偉大任務，中國必將成為引領全球儲能發展的第一大市場!