储能开启电力市场化探索之路

国家发改委、国家能源局近日印发《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》），进一步明确了新型储能市场定位，并提出建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制等。《通知》发出后，业内一片叫好——新型储能可作为独立储能参与电力市场，意味着储能的电力市场化探索之路正式“启航”。

作为推动能源绿色转型的重要装备和关键核心技术， 储能已成为当前全球重点发展的新兴产业之一。新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括新型锂离子电池、液流电池等，具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分。

今年以来，储能利好政策不断，相关部门相继发布了《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案》《“十四五”可再生能源发展规划》《“十四五”新型储能发展实施方案》等涉及储能的重磅文件，多维度力推储能产业健康发展。

《通知》指出，新型储能可作为独立储能参与电力市场，加快推动独立储能参与配合电力市场和电网调峰调频，鼓励新能源场站及配建储能联合参与市场交易，利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源的高效消纳利用。同时，明确了新型储能可转化为独立储能的两种方式，即具备独立计量、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；以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准后，可选择转为独立储能项目。

了解到，由于储能实际上也具备输电功能，所以理论上应当获取对应收益，然而输电资产在现有电力市场中属于被管制主体，由此引发了储能的市场定位不清问题，加之“可再生能源+储能”发展政策缺乏具体规划、地方储能补偿政策落实不力等原因，新型储能一直处于“叫好不叫座”的窘境，《通知》为此给出了针对性措施。

能源行业政策研究人士刘某告诉记者，此前新型储能的政策侧重顶层设计，《通知》则聚焦新型储能如何与电力系统衔接，侧重运行环节，更具操作性。“《通知》尝试解决储能充放电量中输配电价、附加基金如何定价的问题，有助于新型储能项目加快落地。同时，之前的政策已涉及新型储能的容量电价激励、辅助服务收益、成本疏导等问题，这次进行了重申。”

“国内电力现货市场为新型储能提供了必要的‘软环境’，可以说没有现货市场的电价机制，就不会有独立储能大规模商业化发展的可能。《通知》及时提出了新型储能可以独立市场主体身份参与电力市场，解决了近10年来储能行业的悬而未决的身份问题。” 储能行业资深人士王澍告诉记者。

王澍表示，虽然储能独立主体身份已确认，但并非所有独立储能都会成为香饽饽。“随着电源结构和负荷需求的快速变化，未来各省级现货市场价格的量化预测在很大程度上决定了独立储能的经济效益。投资者在何时、何地、选择什么技术路线、配置多大规模的新型储能电站，都应在建设前期重点分析，以控制投资风险。”

多位受访人士提醒，《通知》虽为储能商业化发展开了“好头”，但真正落地还有不少难点：首先，储能充放电定价难；其次，虽然政策牵引导向日趋清晰，但缺乏交易机制和联动能力，多年来各地没有将收益算法和运行策略及小时数明确落实到位；第三，国家和地方层面都在鼓励和全力推动储能发展，但缺乏电网侧的高效调度协同配合。