新型储能可作为独立储能参与电力市场、鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场、进一步支持用户侧储能发展……国家发展改委7日消息，近日国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《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》（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，提升新型储能利用水平。

《经济参考报》记者注意到，从《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，到《“十四五”可再生能源发展规划》提出推动新型储能规划化应用，近期新型储能利好政策不断落地，机构预计行业有望保持翻倍式增长。

《通知》明确，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。同时，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。此外，各地要根据电力供需实际情况，适度拉大峰谷价差，为用户侧储能发展创造空间。根据各地实际情况，鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格，引导用户侧主动配置新型储能，增加用户侧储能获取收益渠道。

厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺认为，该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。

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。

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%。