中国储能网讯：新型储能发展再获政策助力。

6月7日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《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》），提出要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。

21世纪经济报道记者注意到，近期，政策层面密集发文助力新型储能的发展。

5月30日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》，指出要推动新型储能快速发展，研究储能成本回收机制；5月31日，财政部印发《财政支持做好碳达峰碳中和工作的意见》，鼓励有条件的地区先行先试，因地制宜发展新型储能、抽水蓄能等，加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的电力发展机制；6月1日，国家发改委、国家能源局、财政部等多部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，强调提升可再生能源存储能力。

事实上，我国新型储能正在迈入规模化发展的关键阶段。但新型储能的商业模式模糊，一直成为制约其进一步发展的瓶颈。此次《通知》提出，新型储能可作为独立储能参与电力市场，且独立储能不再承担输配电价，则有望进一步提升其经济性，加速独立储能的建设进程。

多省积极布局独立储能

今年5月下旬，河北省明确发文支持全省电网侧独立储能项目发展。

根据河北省发展改革委印发的《全省电网侧独立储能布局指导方案》（下称《指导方案》），该省通过总体分析测算，全省“十四五”期间电网侧独立储能总体需求规模约1700万千瓦，其中冀北电网需求900万千瓦，河北南网需求800万千瓦。而为了满足河北省电网调峰调频需求，结合电力负荷和新能源布局实际，该省将优先在冀北电网的张家口、承德，河北南网的太行山沿线及重点县区布局项目。

自去年12月份以来，山西、山东、浙江等地先后下发储能示范项目名单。这其中，山西省去年12月份公布的首批“新能源+储能”试点示范项目名单，涉及15个项目，储能规模接近0.8GW；浙江省今年4月份公布的新型储能示范项目共计34个，规模达1.4GW/4.1GWh；山东省同样在4月份公布的2022年度储能示范项目共计29个，规模达3.10GW。

此外，河北省今年5月份发布了《2022年度列入省级规划电网侧独立储能示范项目清单》，确定了2022年度列入省级规划电网侧独立储能示范项目清单（第一批）。该清单涉及31个电网侧独立储能示范项目，涵盖了锂离子电池、压缩空气、飞轮、氢能发电四种新型储能技术路线，总计规模达5.06GW。

从上述省份公布的示范项目中可以看出，独立储能正在扮演重要的角色，占据着较高的比例。

所谓的独立储能，一般指的是以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议的储能电站，该储能电站不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理。

目前，独立储能电站已经在储能领域迅速崭露头角。去年7月份，由国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提及，“明确新型储能独立市场主体地位。研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。因地制宜建立完善‘按效果付费’的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。鼓励探索建设共享储能。”这意味着，独立储能作为一个独立市场主体地位的角色获得了政策的认可。

相对以前的综合储能系统，独立储能电站具备调峰、调频、备用、跟踪计划发电等功能，其计量相对简单、投资主体清晰等特点亦使得独立储能模式易被推广。

但不可否认的是，自2021 年以来，各地出台的新能源强制配套储能政策成为国内储能装机增长的主要驱动因素。然而，并不清晰的商业模式一直是制约储能项目迈向规模化发展的瓶颈。

独立储能盈利模式渐次成熟

此次《通知》明确提出，新型储能可作为独立储能参与电力市场。即，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。同时，《通知》还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。

值得一提的是，《通知》要求，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰。这其中，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。

光大证券发布的研报认为，此前，独立储能电站充电时需缴纳输配电价和政府性基金及附加。以北京市为例，2021年，大工业用电（110kV）的输配电价为0.1594元/度，政府性基金及附加为0.0272元/度。“根据《通知》，独立储能在实际运营过程中，将节省约0.2元/度的成本，这将进一步提升独立储能电站经济性，进而加速独立储能的建设进程。”光大证券认为。

实际上，近些年来，我国独立储能盈利模式正在从探索中走向成熟。

安信证券指出，相较于新能源发电项目单独配套的储能项目，独立储能或共享储能项目的收益模式更为合理，有望率先进入市场化发展阶段。“首先，独立储能不依附于新能源发电项目，在电力市场中的定位更加清晰，潜在收益来源更为丰富；此外，独立储能项目单体规模较大，对电网调度指令的响应能力更强，在电力现货市场、调峰调频市场中具备更强的竞争力。具体而言，独立储能的潜在收益来源包括容量租赁费用、峰谷套利、辅助服务、容量电价补偿等。”

21世纪经济报道记者注意到，自去年以来，随着多个省份下发独立储能示范项目名单，部分省份独立储能项目盈利模式已成雏形。根据安信证券的分析，以山东为例，该省独立储能项目收益模式具体可以包括容量补偿机制、电力现货市场、储能容量租赁和辅助服务收益等四个方面。这其中，在容量补偿机制方面，按照2022年2月山东省发布的《关于做好2022年山东省电力现货市场结算试运行有关工作的通知》，新增了独立储能设施的容量补偿机制，独立储能设施可按照有效充放电容量按月获取容量补偿；在电力现货市场方面，储能电站峰谷套利的收益较为丰厚。

“未来，随着部分省份的前期储能示范项目陆续投入运行，独立储能的收益模式将获得更多实际运行数据的验证，与此同时各地能源监管部门亦将根据项目运行情况持续改进电力市场规则，从而推动储能行业的市场化、规模化发展。”安信证券认为。

值得注意的是，此次《通知》鼓励电网侧通过容量电价机制配储，可将储能设施成本收益纳入输配电价回收，这有助于消除电网侧储能配置积极性不足的情况。