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6月7日，國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》（以下簡稱《通知》）。

《通知》要求，要建立完善適應(yīng)儲能參與的市場機(jī)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(xù)完善調(diào)度運行機(jī)制，發(fā)揮儲能技術(shù)優(yōu)勢，提升儲能總體利用水平，保障儲能合理收益，促進(jìn)行業(yè)健康發(fā)展。

針對該《通知》要點，儲能與電力市場認(rèn)為將對未來新型儲能市場發(fā)展帶來以下影響。

直接利好獨立儲能電站

支持獨立儲能應(yīng)用

從政策傾向來看，相對于電源側(cè)配建儲能，《通知》更傾向于獨立儲能應(yīng)用。

獨立儲能可作為獨立的市場主體參與電力市場

鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，選擇轉(zhuǎn)為獨立儲能

隨著市場逐漸成熟，鼓勵配建儲能按照部分容量獨立、部分容量聯(lián)合兩種方式同時參與的市場模式

儲能電站接入調(diào)度自動化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度，顯然是更被認(rèn)可的方向。

如何營造公平的市場環(huán)境，確保不同投資主體建設(shè)的儲能電站被電網(wǎng)公平調(diào)用，建立公平合理透明的市場競價機(jī)制，顯然是進(jìn)一步需要密切關(guān)注的問題。

減免充電相關(guān)費用，直接節(jié)約成本約0.2元/kWh左右

《通知》強調(diào)：獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加。

對于以參與調(diào)峰為主，或利用電力現(xiàn)貨價差進(jìn)行套利為主的獨立儲能電站來說，充電電量是否承擔(dān)輸配電價和政府基金及附加，一直備受關(guān)注和爭論。此條一出，將大為降低獨立儲能電站的運行成本。

山東為例：

以山東110kV大工業(yè)電價兩部制電價為標(biāo)準(zhǔn)，相當(dāng)于為獨立儲能電站節(jié)約充電成本0.1731元/kWh!
（備注：輸配電價為0.1459元/kWh，政府基金及附加為0.02716875元/kWh。）

儲能與電力市場根據(jù)2021年12月-2022年3月山東的電力現(xiàn)貨市場實時數(shù)據(jù)分析，以小時平均電價作參考，山東省全天有明顯的兩個波峰波谷，其中第一個峰谷，平均價差約為0.27元/kWh，第二個峰谷，價差平均約為0.64元/kWh。

在需要承擔(dān)輸配電價和政府基金及附加的情況下，第一個波峰做充放電操作，顯然不具備經(jīng)濟(jì)性。而減免輸配電價和政府基金及附加后，在預(yù)測準(zhǔn)確的情況下，獨立儲能電站完全可以考慮一天做兩次充放電操作，從而大大縮短投資回收期。

同樣也利好現(xiàn)貨市場持續(xù)運行中的山西市場。

根據(jù)儲能與電力市場對山西電力現(xiàn)貨市場的數(shù)據(jù)跟蹤分析，山西市場中的2小時充放電時長的儲能系統(tǒng)，一天一次充放電操作，在理想的情況下（即完全捕獲最高、最低電價），約可獲得0.6元/kWh的價差收益。

山西省的獨立儲能電站充電是否承擔(dān)輸配電價和政府基金及附加一直懸而未決，此項條款一出，顯然不會再有爭議。同樣以110kV大工業(yè)電價兩部制電價為標(biāo)準(zhǔn)，山西省得獨立儲能電站相當(dāng)于避免了0.1元/kWh左右的充電成本。

推動獨立儲能參與各類電力市場

除調(diào)峰市場和電力現(xiàn)貨市場外，《通知》還將為獨立儲能的應(yīng)用提供更多的市場機(jī)會，例如：

電力中長期市場

通過簽訂頂峰時段和低谷時段的市場合約提供移峰填谷、頂峰發(fā)電服務(wù)

提供有功平衡服務(wù)、無功平衡服務(wù)和事故應(yīng)急及恢復(fù)服務(wù)等輔助服務(wù)

提供電網(wǎng)事故時的快速有功響應(yīng)服務(wù)等

《通知》同時還提出，由發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體、電力用戶合理分?jǐn)傁嚓P(guān)費用，為獨立儲能電站提供服務(wù)明確了費用出處。

容量電價機(jī)制或?qū)⒊雠_

2021年4月，國家發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機(jī)制的意見》，提出為抽水蓄能電站設(shè)立兩部制電價。從彼時起，新型儲能的容量電價機(jī)制是否會出臺、何時出臺，就一直是重點關(guān)注焦點之一。

2021年8月，浙江省發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于開展新型儲能設(shè)施示范應(yīng)用的實施意見（征求意見稿）》，在全國范圍內(nèi)首次提出了給與調(diào)峰型儲能項目容量補償，暫定補償期3年，補償費用逐年退坡，分別為200元、180元、170元/kW·年。

隨后，雖然在各地陸續(xù)出臺的儲能發(fā)展規(guī)劃中都對容量電價有所提及，但具體的補償額度及補償機(jī)制都未明確。容量電價的落地細(xì)則也一直是行業(yè)高度關(guān)注的問題。

本次《通知》再次強調(diào)研究建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機(jī)制，或?qū)⒋龠M(jìn)各地配套政策出臺。

容量電價對于保障儲能電站獲取合理、持續(xù)的收益至關(guān)重要，如有細(xì)則政策出臺，勢必會扭轉(zhuǎn)目前主要依靠新能源場站租賃儲能容量，由新能源發(fā)電企業(yè)為儲能電站買單的不合理局面，以更合理的價格機(jī)制促進(jìn)儲能電站的長效持續(xù)發(fā)展。

用戶側(cè)儲能發(fā)展仍較為艱難

《通知》指出，適度拉大峰谷價差，為用戶側(cè)儲能發(fā)展創(chuàng)造空間。從2021年國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機(jī)制的通知》開始，拉大峰谷價差，促進(jìn)用戶側(cè)儲能應(yīng)用一直是政策層面呼吁的主流方向。

但實際情況是，用戶側(cè)儲能僅在廣東、浙江、江蘇、山東等部分區(qū)域具有投資價值，并且這些區(qū)域也面臨著投資回收期長、電價變動頻繁等風(fēng)險。用戶側(cè)儲能發(fā)展仍較為艱難。

顯然，如想推動用戶側(cè)儲能發(fā)展，拓展用戶側(cè)儲能獲利渠道，將是下一步重點探索的方向。目前虛擬電廠、需求響應(yīng)、聚合參與調(diào)峰等電力輔助服務(wù)已經(jīng)在部分區(qū)域開始試點示范，作為最具前景的儲能應(yīng)用場景，用戶側(cè)儲能應(yīng)用何時爆發(fā)，仍需伺機(jī)而動。

原標(biāo)題：解讀丨新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用