新型储能再次迎来重大利好。
6月7日，国家发展改革委等印发了关于《进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用》的通知（下称《通知》），进一步明确新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制。
通知明确，新型储能可作为独立储能参与电力市场。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。鼓励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时，可选择转为独立储能项目。
同时，要鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。以配建形式存在的新型储能项目，在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。各地根据市场放开电源实际情况，鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场，利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用。
新型储能可独立参与电力市场意味着新型储能商业模式日渐清晰。
多地积极布局独立储能
自2021年12月份以来，山西、山东、浙江等地先后下发储能示范项目名单。这其中，山西省2021年12月份公布的首批“新能源+储能”试点示范项目名单涉及15个项目，储能规模接近0.8GW；浙江省今年4月份公布的新型储能示范项目共计34个，规模达1.4GW/4.1GWh；山东省同样在4月份公布的2022年度储能示范项目共计29个，规模达3.10GW。
2022年5月下旬，河北省明确发文支持全省电网侧独立储能项目发展。根据河北省发展改革委印发的《全省电网侧独立储能布局指导方案》，该省通过总体分析测算，全省“十四五”期间电网侧独立储能总体需求规模约1700万千瓦，其中冀北电网需求900万千瓦，河北南网需求800万千瓦。而为了满足河北省电网调峰调频需求，结合电力负荷和新能源布局实际，该省将优先在冀北电网的张家口、承德，河北南网的太行山沿线及重点县区布局项目。
此外，河北省今年5月份发布了《2022年度列入省级规划电网侧独立储能示范项目清单》，确定了2022年度列入省级规划电网侧独立储能示范项目清单（第一批）。该清单涉及31个电网侧独立储能示范项目，涵盖了锂离子电池、压缩空气、飞轮、氢能发电四种新型储能技术路线，总计规模达5.06GW。
从上述省份公布的示范项目中可以看出，独立储能正在扮演重要的角色，占据着较高的比例。所谓的独立储能，一般指的是以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议的储能电站，该储能电站不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理。
目前，独立储能电站已经在储能领域迅速崭露头角。2021年7月份，由国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提及，“明确新型储能独立市场主体地位。研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。因地制宜建立完善‘按效果付费’的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。鼓励探索建设共享储能。”这意味着，独立储能作为一个独立市场主体地位的角色获得了政策的认可。
相对以前的综合储能系统，独立储能电站具备调峰、调频、备用、跟踪计划发电等功能，其计量相对简单、投资主体清晰等特点亦使得独立储能模式易被推广。但不可否认的是，自2021 年以来，各地出台的新能源强制配套储能政策成为国内储能装机增长的主要驱动因素。然而，并不清晰的商业模式一直是制约储能项目迈向规模化发展的瓶颈。
《通知》提出，新型储能可作为独立储能参与电力市场，并明确了新型储能项目可转为独立储能的情形：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。鼓励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时，可选择转为独立储能项目。涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。
“新型储能可作为独立储能参与电力市场，优化了原有盈利模式。”光大证券分析师殷中枢称，以山东省为例，在现货市场上，新能源配建储能收益模式仅限于租赁费，而独立储能可从现货市场节点电价差、租赁费及容量电价三方面获取收益。符合条件的配建新型储能项目可选择转为独立储能项目，将提升原有配建储能项目的经济性。
提升新型储能经济性
《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。
殷中枢分析，此前，独立储能电站充电时需缴纳输配电价和政府性基金及附加。《通知》印发后，以北京市为例，独立储能在实际运营过程中有望节省约每度0.2元的成本，将进一步提升独立储能电站经济性，进而推动加快独立储能的建设进程。
此外，《通知》鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。各地根据市场放开电源实际情况，鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场，利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用。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。
光大证券研报认为，2022年储能电池产量将超过60GWh，同比增幅接近100%。民生证券预计2021年至2025年储能装机需求复合增长率为122.2%。国融证券研报指出，政策变化已使独立储能具备高经济性，再加上配储政策，预计到2025年电网侧独立储能需求将达13.8GWh，年复合增长85%，国内表前市场装机量有望达82.2GWh，年复合增长93%。
江行智能联合创始人邵俊松认为，新能源发电的无序波动性特点决定了电力系统中需要提供储能等相关缓冲支撑。新能源场站和配建储能联合参与电力市场化交易，一方面会提高新能源发电设备出货量，另一方面也会将原来由电网兜底发电功率的波动性等问题，转换为市场化解决波动性等问题，真正实现了谁受益谁承担的原则。
“这个文件非常及时。”业内专家张建红表示，《通知》有助于解决新型储能行业市场化不足、价格机制没有捋顺的问题。《通知》在《国家发展改革委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》的基础上，进一步明确了新型储能市场定位，要求建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，将带动更多社会资本投入到新型储能行业，提升新型储能利用水平和效益，引导行业健康快速发展。
张建红分析称，目前新型储能尚未建立成熟的商业模式，成本较高，在现货峰谷套利、用户侧分时价差、辅助服务市场上都难以收回成本。他建议，可以建立类似抽水蓄能发展模式的差异化的两部制（电量+容量）电价，设定稳定但较低的合理收益，以容量电价为主，将新型储能具有的有效容量（功率上调）、新能源消纳（功率下调）、调频、爬坡、紧急备用等功能，通过容量电价机制进行支付。
张建红预计，2030年全国新型储能总功率将达到1.2亿千瓦，新型储能总投资规模将近9000亿元。
厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺认为，《通知》对新型储能后续发展明确了四重利好：一是突出新型储能作为独立储能参与电力市场的功能作用，为发电侧、电网侧以及用户侧的新型储能投资指明方向，有利于加快新型储能建设步伐与行业发展；二是从电网侧、用户侧建立健全储能交易价格形成机制与成本收益分摊机制，有利于稳定市场收益预期，提高新型储能市场交易活跃度，促进交易规模的提升，加快源网荷储整体市场的健全；三是加强了对储能的技术支持，进一步完善新型储能相关的技术要求与标准规范，有利于推动新型储能设备研发与技术迭代；四是强调了新型储能调度运行机制与监管职责分工，为新型储能持续健康发展提供了有力的组织保障。
来源：证券日报、21世纪经济报道、经济参考报、中国证券报、上海证券报
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