新型储能是建设新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的重要装备基础和关键支撑技术，也是实现“双碳”目标的重要支撑。今年6月，国家发改委、国家能源局印发《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》（以下简称《通知》），明确新型储能可作为独立储能参与电力市场，并对其“入市”后的市场、价格和运行等机制作出部署，旨在推动新型储能产业健康发展。

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不到1个月，广西率先推动《通知》落地落实。广西壮族自治区发改委日前发布《推动新型储能参与电力市场和调度运用工作方案（征求意见稿）》（以下简称《工作方案》），确定了推动新型储能运用的六大任务，并提出今年底前完成市场准入等规则、规划建设并网要求、调度运行机制的建设，为新型储能参与电力市场和调度运用创造条件。

记者注意到，作为国内首个省级层面出台的方案，《工作方案》与《通知》在“市场准入”上出现了不同表述。《通知》中明确，鼓励以配建形式存在的新型储能项目，可选择转为独立储能项目，作为独立主体参与电力市场；而《工作方案》要求，新能源配建的储能和所属电源联合一起准入，多能互补一体化中储能和所属一体化项目联合一起准入。

一个是顶层“路线图”，一个是地方“施工图”，广西的操作是否意味着地方在《通知》落地过程中出现了“导向偏差”？各地新型储能“入市”还需破解哪些难题？

顶层设计剑指顽疾 地方方案细化落地

储能具有多重价值，但行业发展面临盈利难的尴尬现状，“赔本赚吆喝”的企业大量存在。“以2021年的1800元/千瓦时储能系统成本计算，储能电站两充两放，充放电平均价差在0.7元/千瓦时以上，至少10年才能收回成本。”中关村储能联盟秘书长俞振华坦言，目前全国有22个省区发布了鼓励或强制新能源配储能的政策，配置比例在5%—20%之间。“但在新能源平价上网的压力下，强制按固定比例配置储能增加了新能源固定成本，且成本缺少回收途径。”

“没有弃电和调节需求，电网难以调度。”在华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华看来，新型储能的根本问题在于，成本与收益的不确定性和现有机制造成了投资环境恶化，继而导致储能设施建而不用问题频现。

为破解上述难题，国家发改委、国家能源局6月7日出台《通知》，明确新型储能可作为独立储能参与电力市场，且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。此举被业内视为加速新型储能市场化的重要政策。

“广西的《工作方案》进一步明确了《通知》中未明确的用户侧储能是否独立的问题，即用户侧储能可以具有独立身份并参与电力市场交易。”郑华说。

中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻向记者表示，《工作方案》的亮点在于确定了推动新型储能运用的具体任务，明确了任务牵头方，以及推进计划和时间节点。“这是顶层设计的具体细化，对广西新型储能应用具有指导意义。”

执行层面难度较大 各地操作需因地制宜

以独立主体身份直接参与电力市场和调度运用的意义是什么？

记者了解到，配建形式的新型储能转为独立储能的意愿较为强烈。“独立储能可以解决当前存量新型储能不具备独立市场主体身份带来的结算难、利用率偏低等问题。”厦门科华数能科技市场总监陈超称。

但作为首个地方文件，广西的《工作方案》表述有所出入：独立储能（电网侧、用户侧）可直接予以准入，执行储能参与市场化交易的有关政策。新能源配建的储能和所属电源项目联合一起准入，执行新能源参与市场化交易的有关政策。风光水火储多能互补一体化项目中储能和所属一体化项目联合一起准入。“这意味着，未来广西境内的一体化项目、新能源电站中的储能不具有独立参与电力市场的可能。”郑华指出，可转为独立储能项目主要涉及源侧和荷侧的非独立新型储能企业，如新能源+储能、火电+储能等，但执行层面难度很大。

郑华解释，新能源和一体化项目中的新型储能其实在备案阶段就已明确价值作用范围，并享受了对应的便利，明确了成本收益机制。“由于场景多样化，所涉及问题并非简单的模式转换，而是对市场运营与调控运行体系的‘变革’，涉及土地费用、送出线路费、事故责任主体、并网性能权责、对外调控运行模式等问题，复杂度可想而知。联合准入机制是恰当的，也符合当前实际情况。”

“目前无法简单评价哪种模式更优，独立储能或联合一体参与电力市场要结合应用环境具体分析。简单转化，若接入计量、市场衔接不当，会造成混乱。”李臻认为，国家顶层设计是宏观指导，提供了多种可能性，具体到地方一定要因地制宜。

回归市场是必由之路 配套措施亟待完善

储能成本疏导，最终应通过电力市场。“新型储能参与电力市场是必由之路，是新型电力系统发展的根本需求所决定的，《通知》和《工作方案》只是一系列政策的组成部分，是向正确方向推进的坚实一步。”郑华指出，要让新型储能回归市场，用“市场的手”解决需求不平衡、供需不匹配、成本收益不清晰等问题，政府就要建立有效、公平、公正、开放的市场机制与体系，通过自由交易，凭本事获得价格。

“如果没有需求和应用场景，储能就会成为沉没资产。”李臻表示，此前新型储能在电力市场中的身份定位不够清晰，主要参与调峰、调频等辅助服务市场，参与中长期交易、现货交易等市场的准入标准、交易、结算等细则并不明确。随着政策进一步放开，明确新型储能可作为独立主体参与电力市场，在制度设计上，要充分考虑新型储能调节性能高、响应速度快等优势，充分发挥其在能量和容量方面的价值；另一方面，要建立科学的调运机制，并加强监管，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。

业内专家提醒，新型储能是新型电力系统的重要组成部分，但不是全部，需要统筹新型储能与其他电源或市场主体的协调发展关系，不能将其价值和作用扩大化，更不能“神化”，何况其自身尚存在诸多待解决的问题。

“此外，新型储能参与电力市场不仅是价格机制问题，还涉及电能量市场、电力辅助服务市场的准入机制、电价机制、交易机制及其不同市场间的衔接机制，以及市场主体的影响、收益模式等核心问题，要有一整套满足我国新型电力系统需求的新型储能参与电力市场的相关策略、配套措施及其衔接机制的体系与机制建设。” 郑华指出，需要深入研究、逐步示范应用，即不可“一刀切”，亦不能拖而不决，要充分发挥创新能力。