6月7日，国家发改委网站发布《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》（下称《通知》），要求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，提升新型储能利用水平，引导行业健康发展。
《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定位、电价优惠、交易机制、调度运营机制等诸多关键问题予以明确，对于推动新型储能参与中长期市场和现货市场、营造储能电网双赢格局具有重要意义。
当前，随着风电、光伏并网比例逐步增加，带来电力系统“双峰双高”或“双侧随机性”问题，对电网的安全性挑战表现为，一是影响电网的稳定运行，二是影响电网电能的质量，三是影响电网的经济调度。
而新型储能具有响应速度快、功率及能量密度大、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，满足电网侧调峰、调频两方面的需求，是构建新型电力系统的重要组成部分，成为新型电子系统“源-网-荷-储”新生态中不可或缺的第四大因素。
眼下，新型储能还未建立成熟的商业模式，运营成本较高，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，经营艰难。
根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库不完全统计，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。
一方面，新型储能的市场规模在扩大，市场责任在不断提高；另一方面新型储能发展制约因素一直存在，新型储能电站虽有新能源好名声，但一直在吞咽电价高的苦果，没有足够优惠政策的支持，总有一天会“营养不良”。要想得到合理调用，只有通过市场获得合理收益，且收益能够稳定得到保障，这是关系新型储能发展的要义。
《通知》正是以问题为导向，号准了当下新型储能的市场脉搏，从加长“短板”着手，从电价入手，有助于解决新型储能行业市场化不足、价格机制没有理顺的问题。
《通知》规定，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。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。
有关专家测算，此政策将可以减少约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。
何为“独立储能”？《通知》作出明晰的定位：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。
放眼世界，美国、英国、澳大利亚等国都已落地实施了一批百兆瓦级别的独立储能项目。在我国，不少国企或者其子公司已成为独立储能站的主体，比如上海电气、海阳国电投储能科技、华电滕州新源热电、三峡新能源等项目相继投运。宁德时代等企业也相继参与地方独立储能站的建设。上述企业的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。
从“十四五”新型储能发展实施方案提出新型储能发展目标，到关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案部署研究储能成本回收机制，再到此次通知建立完善新型储能参与电力市场机制，新型储能行业迎来政策密集出台期，促进新型储能深度融入电网。
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%，在原材料成本高位的情况下，预计全年全球储能行业仍将保持超过100%的增长。
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%，看好电网侧独立储能高经济性下，产业链的投资机会。
也有专家预测，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。
我们坚信，在本次《通知》的催生之下，富有成长性、又有政策支撑的新型储能将与电网建立友好的市场关系，为构建新型电力系统助力，获得市场双赢前景可期。
文/蔡恩泽
编辑/宋钰婷
