作者 | 郑华 华北电力大学副教授/中关村储能产业技术联盟辅助服务专委会秘书长

随着我国“双碳”目标的提出与落实推进，各地纷纷出台了新型储能相关支持政策与措施。其中，有20多个省、市、自治区出台了集中式新能源需配置或租赁购买5%-20%装机容量的新型储能或调峰能力的要求，6个以上的地区出台了要求分布式新能源也需配置5%-10%装机容量的新型储能的文件。新型储能嫣然成了新型电力系统中“最亮的仔”。

然而，伴随着我国新型储能装机容量快速提升的同时，“储能晒太阳”、“储能利用率不高”、“非独立储能结算难”等问题也逐步显现出来，与跃跃欲试的投融资热情形成了鲜明的对比。近日，国家发展改革委、国家能源局印发了《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》（以下简称《通知》）。

《通知》坚持发挥市场在资源配置中的决定性作用，明确新型储能可独立参与市场，鼓励配建新型储能与所属电源联合参与市场，推动独立储能配合电网调峰，充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务，针对暂未参与市场的配建储能进一步优化调度运行机制，多措并举促进储能提升利用效率、获取合理收益。同时，支持用户储能发展，健全储能容量补偿和价格形式机制，修订完善相关政策规则，加强技术支持和组织领导，并做好新型储能监督管理，确保储能在提升利用效率的同时，实现安全、高质量发展。

与新型储能相关政策文件相比，《通知》具有三大亮点：

一、新型储能“独立化”

目前，已投运的新型储能大多为非独立储能，一般处于新能源场站内或传统火电等类型的电厂计量关口以内，如新能源+储能、火储联合调频、供热+储热等场景，其中的新型储能场站或单元，不具备电网直调的条件、或与电网结算的市场主体身份与机制，一般采取合同能源方式进行商业运营。在实际运营过程中，一方面，业主方会借各种理由推迟或延迟、甚至违约扣减应按时支付给第三方投资建设的新型储能应得收益，造成“非独立储能结算难”等问题或现象的出现；另一方面，由于新型储能电站或单元只能服务于单一的新能源场站或传统电源，客观上造成了“储能利用率不高”等问题或现象的存在。这些问题或现象给“具有法人资格”新型储能的再投资热情造成了一定的相当大的负面影响，其根本原因是“具有法人资格”的新型储能不具备独立计量、调度、结算等独立市场主体身份。

针对该类问题，《通知》“二、新型储能可作为独立储能参与电力市场”中明确“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”，以及“十、加强技术支持”中“储能项目要完善站内技术支持系统，向电网企业上传实时充放电功率、荷电状态等运行信息，参与电力市场和调度运行的项目还需具备接受调度指令的能力”等相关举措可知，只要“具有法人资格”的新型储能项目，“愿意”通过技术改造符合要求，均可转为具有独立市场主体身份的新型储能电站。这是重新定义了“独立”的内涵，即摒弃了传统以与电网并网点或产权分界点为核心要素的“独立”的定义，这将会成为我国新型储能、乃至新型电力系统发展里程中的重大政策创新举措之一，其影响将会非常深远。

可以预见，新型“独立”储能会成为我国新型储能中“最靓的仔”，尤其是“五大六小”等电源国企将会快速调整和布局该类“独立市场主体”。但对于独立第三方主体而言，对于原有合同能源管理模式的改变将会带来占用土地、外送通道等租赁、改造等新成本或新费用的影响。

二、独立储能“市场化”

现有的新能源+储能、传统电源+储能等场景中新型储能，主要是通过定向服务于绑定的新能源或传统电源，借助新型储能的灵活性来提升新能源或传统电源的某一方面并网性能或指标，来获得相应的收益或考核减免费用分成，比如在新能源+储能场景中新型储能主要通过弃电调峰来获得收益，在火储联合调频场景中新型储能主要是通过响应的快速性和调节的灵活性来提升火电机组的AGC响应性能来获得收益。

在传统商业模式下的这些场景中，当省区内弃电率降低到一定程度或调节性能提升到一定程度时，“储能晒太阳”、“储能利用率不高”等问题或现象就会必然出现。其中一个重要因素就是新型储能商业模式单一，可参与的电力市场范围、深度都很受限。因此，不论是新版“两个细则”，还是近期各地电力市场规则的完善修订，都积极尝试拓展新型储能可参与的电力市场交易品种与机制，但这是一个系统工程，不是一蹴而就的，比如新能源不参与电力市场竞价或仅以价格接受者出现，就改变不了新型储能所面临的现有尴尬局面。只有通过广泛参与电力市场，新型储能的多时间尺度的灵活性才能深刻得以展现，新型储能的多元化价值才会充分体现，才会使得新型储能特有的多场景化的灵活性得以叠加，才会使得新型储能在源侧、网侧和荷侧中多元化应用场景中得以创造新商业模式。

针对独立储能参与电力市场，《通知》中给出三种途径：

（1）独立市场主体：“加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场”，“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”，“鼓励独立储能按照辅助服务市场规则或辅助服务管理细则，提供有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服务，以及在电网事故时提供快速有功响应服务”；

（2）联合市场主体：“以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并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”；

（3）共享市场主体：“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”。以上三种新型储能参与市场途径分别具有不同需求场景或市场条件，其中途径2和途径3具有非常大的想象空间，是首次对共享储能新拓展的官宣。总而言之，根据省区灵活性资源需求与市场规则，独立储能可自主选择适合的途径参与电力市场，这才是适合新型储能良性发展所需的“长效机制”之一。

三、储能机制“体系化”

现阶段，磷酸铁锂电池储能、液流电池储能、压缩空气储能等新型储能，都面临着税费重复收取、运行机制不清晰、收益不稳定、成本传导不通畅等问题，归根到底是缺乏体系化的市场机制设计造成的，一方面是我国先有电力市场改革才有新型储能，原有的电力市场主体与规则中没有新型储能，新型储能的快速发展倒逼着现有的市场体系进行修补；另一方面是新型储能的技术路线纷繁多样且各自技术经济特性差异巨大，多处于商业前期或商业化初级阶段，尚不能确定其适合我国新型电力系统需求的终极技术路线，从而造成现有市场机制难以满足各类储能的应用场景需求。

针对以上问题，《通知》中重点提出了如下举措：

（1）独立储能电站的输配电价和政府性基金及附加征收问题：《通知》中明确向电网送电的独立储能电站的输配电价和政府性基金及附加征收方式明确了以放电电量进行单边征收，“其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加”。但对于“非向电网送电的”独立储能电站，比如新疆达坂城正在建设的共享储能+电动汽车充换电融合的“充放储调”一体化站，其中部分弃电调峰电量转化为了电动汽车电池的充电电量，这部分电量不会再“向电网送电”，也就不符合政策适用条件。

（2）储能调度运行机制问题：《通知》中虽未提及“新型储能优先调度机制”、“保障利用小时数”等具体措施，但非常明确的坚持了“坚持以市场化方式为主优化储能调度运行”的基本原则，其中“对于暂未参与市场的配建储能，尤其是新能源配建储能，电力调度机构应建立科学调度机制”，“燃煤发电等其他类型电源的配建储能，参照上述要求执行”。而这个基本原则恰恰是非常重要的表述，也就是笔者一直坚持的一个观点：“非特殊化”是新型储能良性发展的“长效机制”之一，是消除“劣币驱逐良币”现象的重要手段之一。

（3）储能“平等”参与电力市场问题：纵观我国储能参与中长期电力市场、现货电力市场与辅助服务市场所面临的独立市场主体身份、市场准入、交易机制等方面的诸多痛点，其核心问题是“平等参与市场的交易机制”问题，主要体现两个方面：一方面是社会投资主体与电网、与发电国企间的“平等”问题，面对万亿的储能市场和投资成本，需要充分借助社会资本与力量才能更好地助力新型电力系统的建设与运营，就更需要“加强对独立储能调度运行监管，保障社会化资本投资的储能电站得到公平调度，具有同等权益和相当的利用率”；另一方面是新型储能与其他主体间的“平等”问题，如4个小时及其以上时长的储能市场准入、独立储能参与AGC调频时需按照装机容量分摊AGC调频指令等等，储能尤其是新型储能的市场准入可谓五花八门。

因此，应不论资产权属，需建立新型储能与其他传统市场主体“平等”的市场准入与机制，既不要给新型储能开特殊“通道”，也不需要给新型储能立特殊“规矩”，通过“市场”“平等”竞争，实现全社会福利的最大化，才是解决新型电力系统所面临问题的“长效机制”。

（4）容量电价机制问题：与传统电力系统相比，以新能源为主的新型电力系统对于灵活性资源需求主要体现在两个方向：一个方向是更小时间尺度的灵活性需求，比如惯量、紧急事故支撑等秒级、毫秒级等的更小时间尺度的高功率型储能；另一个方向是更大时间尺度的灵活性需求，比如跨月、跨季度、甚至跨年等长周期的高能量型或容量型储能，两类储能与现有的火电机组、水电、核电等传统灵活性资源，荷侧虚拟电厂、负荷聚合商等各类可调节资源，跨区跨省市场、小尺度调度或交易周期等市场交易与运行机制相协调，共同构成支撑高占比新能源的新型电力系统对灵活性资源的需求。因此，现有的市场机制需由电量为主向按需调节为主的市场机制转变，遵循市场竞争原则，形成普适性的容量市场或电价机制。

除以上亮点，《通知》中针对用户侧储能发展，提出了“适度拉大峰谷价差”、“鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格”等措施，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。针对新型储能的技术支持问题，提出了：（1）储能项目“要完善站内技术支持系统，向电网企业上传实时充放电功率、荷电状态等运行信息，参与电力市场和调度运行的项目还需具备接受调度指令的能力”；（2）电力交易机构“要完善适应储能参与交易的电力市场交易系统”；（3）电力企业“要建立技术支持平台，实现独立储能电站荷电状态全面监控和充放电精准调控，并指导项目业主做好储能并网所需一、二次设备建设改造，满足储能参与市场、并网运行和接受调度指令的相关技术要求”。

当然，《通知》中尚有一些未明确或待解决的问题，比如“八、建立电网侧储能价格机制”中电网侧储能与电网侧独立储能有何区别与联系，亮点一中的“独立”储能是否属于该条款范畴？“十二、做好监督管理”中“具有同等权益和相当的利用率”如何度量和落实？等。

但，我们有理由可以相信，元年的新型储能正沐浴春风！