两部门明确新型储能可作为独立储能参与电力市场

　　储能行业加快发展再获政策支持。国家发展改革委6月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的《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》提出，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；加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰。

　　机构人士指出，在一系列政策推动下，独立储能已具备高经济性，行业进入加快发展阶段。

　　提升新型储能经济性

　　《通知》提出，新型储能可作为独立储能参与电力市场，并明确了新型储能项目可转为独立储能的情形：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。涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。

　　“新型储能可作为独立储能参与电力市场，优化了原有盈利模式。”光大证券分析师殷中枢称，以山东省为例，在现货市场上，新能源配建储能收益模式仅限于租赁费，而独立储能可从现货市场节点电价差、租赁费及容量电价三方面获取收益。符合条件的配建新型储能项目可选择转为独立储能项目，将提升原有配建储能项目的经济性。

　　《通知》提出，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰。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。

　　殷中枢分析，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。《通知》印发后，以北京市为例，独立储能在实际运营过程中有望节省约每度0.2元的成本，将进一步提升独立储能电站经济性，进而推动加快独立储能的建设进程。

　　此外，《通知》鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。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。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。

　　政策暖风频吹

　　2022年以来，有关部门连续出台支持储能行业加快发展的政策举措，覆盖了发电、电网、用户侧、安全管理、并网管理、辅助服务等各环节。例如，《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，到2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》提出，发挥太阳能热发电的调节作用，开展废弃矿井改造储能等新型储能项目研究示范，逐步扩大新型储能应用。《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》提出，要研究储能成本回收机制，推动新型储能快速发展。

　　工信部此前公布，2022年3至4月，我国储能电池产量超过10.5GWh。光大证券据此测算，2022年全年我国储能电池产量将超过60GWh，同比增幅接近100%。虽然面临原材料成本上升等问题，但强劲的需求仍可支撑2022年全球储能行业实现超过100%的增长。

　　国融证券研报指出，独立储能具备高经济性，到2025年，预计电网侧独立储能需求将达13.8GWh，复合年均增长率可达85%，国内表前市场装机量有望达82.2GWh，复合年均增长率可达93%，相关产业链投资机会值得看好。