中国储能网讯：万亿规模储能市场再次获得国家层面的政策支持。

11月22日，国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知（征求意见稿）》，其中有几个亮点值得关注：

一、《征求意见稿》明确，以市场化方式促进新型储能调用，通过合理扩大现货市场限价区间、建立容量补偿机制等市场化手段，促进新型储能电站“一体多用、分时复用”，进一步丰富新型储能电站的市场化商业模式。

二、电力调度机构调用电站时，对于参与电力市场的新型储能电站，优先按照市场出清结果安排新型储能运行。

三、在发生危及电力系统安全事故（事件）及其他必要情况时，所有调管范围内的新型储能电站应接受电力调度机构统一直接调用，直接调用期间按照独立储能充放电价格机制执行。

四、规范新型储能并网接入技术要求，新型储能电站接入系统应符合电力系统安全稳定运行要求，完成相应性能试验及涉网试验。

数据显示，截至三季度，新增百兆瓦及以上新型储能项目超过50座，并网项目集中在新能源侧和电网侧。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会发布的《新型储能产业发展报告（2023）》预计，到2023年底，新能源侧和电网侧储能占比将在91%左右。

快速发展的源、网、户侧新型储能迫切需要更多的政策加持。

现阶段，新型储能利用率较低、盈利模式单一、电价机制不完善一定程度上限制了行业发展，此次《征求意见稿》明确的扩大现货限价区间、容量补偿等机制将为源侧新型储能商业模式打开新的窗口。

同样的政策也出曾出现在9月15日国家发改委联合多部门印发的《电力需求侧管理办法（2023年版）》和《电力负荷管理办法（2023年版）》中。在价格机制方面，文件对参与电力需求侧响应提出了更明确的规则，通过实施尖峰电价、拉大现货市场限价区间等手段提高经济激励水平。鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、辅助服务市场、容量市场等，按市场规则获取经济收益。

根据2023年《电力需求侧管理办法》，需求侧资源是指广泛分布于用户侧的可调节负荷、分布式电源、新型储能等可以聚合优化、参与电力系统运行调节的电力资源。

在新型储能收益水平低的现实情况下，容量电价机制能够为电力调节性资源盈利托底。

在这一块，地方层面的政策探索已经走在前面。

据中国储能网统计，目前至少有5省区探索新型储能容量电价政策先试先行。

比如，电源侧的容量补偿政策，山东明确，新型储能作为独立市场主体参与市场交易，执行基于市场化模式下的“电量电价+容量电价”两部制上网电价机制。新型储能向电网送电时，可根据月度可用容量获得容量电价补偿，具体补偿标准根据当月电力市场供需确定。经省能源局确定的示范项目，补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行。

甘肃省要求，独立储能按其额定容量参与调峰容量市场交易，申报和补偿标准上限暂按300元/（MW·日）执行。

新疆的政策是，要求建立独立储能容量电价补偿机制，在国家出台统一新型储能容量电价政策前，对新疆投运的独立储能先按照放电量实施0.2元/千瓦时的容量补偿。

内蒙古与近期出台了电网侧容量补偿措施，纳入示范项目的电网侧独立储能电站享受容量补偿，按放电量补偿上限0.35元/千瓦时，补偿期10年。补偿所需资金暂由发电侧电源企业分摊（不包括分散式分布式电源、光伏扶贫电站）。电源侧独立储能电站不享受容量补偿。

另外，广东省也表明，为促进储能电站等固定成本有效回收，研究建立容量补偿机制。容量补偿费用标准根据机组（电站）投资建设成本及市场运行情况进行测算。后续研究建立容量市场机制。

未来，随着电力市场建设的推进，新型储能的商业模式将会迎来更多利好政策。