2022年6月7日，国家发改委、国家能源局发布《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》（下文简称为《通知》），当即被业界视为目前新型储能参与市场和调度运行最为重要的文件。

《通知》针对新型储能商业落地中凸显出的问题进行了总体部署，对于新型储能而言无疑是振奋人心的。然而，这是否意味着新型储能已经从“好主意”变成“好生意”了呢？只能说路在脚下指南星，为时尚早待躬行。

“好主意”获得肯定

一张身份证

《通知》首次对独立储能进行官方定义：“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。”

这是从技术条件、标准规范、市场规则、法人资格几个维度给出了全面的认定原则，并对当前规模占比较大的新能源配储项目和多能互补一体化项目分别予以说明，允许前者在满足同等技术条件和安全标准时转为独立储能项目，并指出“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”，赋予了市场主体更大的灵活度和操作空间。

2021年底国家能源局发布的《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》已将新型储能纳入到并网主体中，要求参照发电侧并网主体技术指导和管理相关要求执行，并提出其技术指导和管理的范围可包括：继电保护、调度通信设备、调度自动化设备、调频、调压等，为新型储能将获得独立的主体资格做好了准备。

本次《通知》对独立储能的身份进行明确定义，终于将久违的身份证交到了独立储能项目的手上，这是推进新型储能参与市场运行的重要基础。

一条市场路

《通知》明确了以市场化发展为主的根本原则和促进行业健康发展的目标，与2021年7月国家发改委、国家能源局联合发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》一脉相承。市场引导的方针，蕴含着“让子弹飞一会”的智慧，让新型储能产品在市场竞争环境下迭代升级。

在电力系统面临灵活性缺口，而新增灵活性资源又品类繁多的当下，通过同台竞价实现资源优化配置是必然的选择，也是需要坚持的方向。电力系统要通过灵活性资源适时适量的调节行为，维持安全稳定运行，保障电能交易的达成和实施；市场参与者则希望通过上述调节行为回收成本，并获得一定的收益。市场机制恰恰是实现两者需求匹配的纽带。

因此，市场化的成败也应从能否满足系统效用和实现合理收益这两方面来判断，即《通知》所述的“持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势”和“提升储能总体利用水平，保障储能合理收益”。

一枚减负令

《通知》要求加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，尤其指出“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”，及时纠正了当前独立储能电站在电力市场中由于双重身份带来的重复收费问题。以山东110kV大工业电价两部制电价为例，新规将直接为储能节约0.2元/kWh左右的充电成本。作为典型的产销一体者，储能兼具用电与发电双重身份，难以兼容传统的市场规则，这是储能参与电力市场首先要面对的问题之一。

《通知》将大幅减轻储能电站所担负的成本压力，更大的盈利空间无疑对于独立储能形成能够落地的商业模式有显著的促进作用。

《通知》还提出建立电网侧储能价格机制，研究建立容量电价机制，对电网替代型储能的成本指出了“纳入输配电价回收”的方向，肯定了这类对于系统整体安全稳定运行和延迟电网设备投资的储能设施的价值。当然，其对系统的作用与必要性，还需要详细科学的测算，更离不开有效的监管。

“好生意”任重道远

《通知》的发布，将储能的市场化发展提高到一个全新的高度，新型储能是否因此高枕无忧？目前看来还远远不够，《通知》给出了前行的方向，但目前看来还有几个绕不开的结要解。

多维价值如何体现

一个更加灵活的电力市场将有助于储能发挥其多重价值。

电能量市场保证着电量供给的充裕性，随着峰谷电价的拉大和现货市场的推进，具有电能搬移能力的能量型储能将具有更大的峰谷套利空间，同时也对其运营者预测市场价格变化的能力提出了很高的要求。按照《通知》，配置储能的新能源电站有两个选择——储能容量独立或联合参与市场，作为独立储能参与市场自不必多言，但在一些试点省份，新能源是仅报量的价格接受者，没有报价的权利，这种情况下新能源配置储能的价值将大打折扣，也不符合市场公平的原则。

辅助服务补偿和市场机制是灵活性价值的集中体现，也是储能的主要目标市场之一。新版《电力辅助服务管理办法》也已经将风电、光伏、光热新能源辅助服务提供者之中，下一步各省区制定细则和市场规则时也应尽可能开放地接纳各种辅助服务资源。国家发改委、国家能源局于2021年4月发布的《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》中提出“要引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数”，这标志着对可再生能源限电率的政策在逐渐松绑，新能源在辅助服务市场交易中将拥有更多的选择，例如，新能源可以在部分特殊时段通过主动下调出力实现单向调节的辅助服务功能，再加上配套储能的联合出力优化，就能提供完整的双向调节辅助服务。

市场边界如何界定

灵活性资源不仅有以锂电池为代表的新型储能，更有传统火电灵活性改造、水电、抽蓄等具有替代性的资源可以考虑。诸多灵活性资源的技术经济特性呈现出差异的同时，也具有一定的互补性，市场设计时将其尽可能囊括其中，才有可能实现高效的系统调节能力的提升。需要从技术中性的角度，无歧视的将传统/新型、源/网/荷/储/输、单向/双向、实物/虚拟等方面的灵活性调节资源和手段放在一个开放的平台上公平的竞争，所谓“不管黑猫白猫，捉住老鼠的就算好猫”，只要具备调节能力又能达到系统调度的要求，就不必在市场规则中对于技术路线本身设置过于细致的规定。

日前，南方能监局正式印发的新版“两个细则”，已降低了包括抽蓄和新型主体参与辅助服务市场的门槛，并丰富了爬坡、调相、惯量响应等辅助服务类型，率先迈出了一大步。

另外，储能本身就有多种不同的分类角度，如技术路线、电网拓扑位置、投资运营主体等。随着储能市场热度的提高，市面上关于储能的新名词层出不穷。仅《通知》中提及的储能类型就有：新型储能、独立储能、配建储能、用户侧储能、电网侧储能和电网替代型储能等。由于是新生事物，多数储能类型的命名并没有形成统一规范的定义，存在一定概念交叉，也在业内讨论时由于辞不达义常会产生不必要的误解，亟需规范标准的出台予以统一。从市场设计角度，对储能的分类也建议采用从简原则，从系统需求出发，不区分技术类型，比如表前/表后，独立/配建等。

长期发展如何兼顾

市场设计的目标不是在短期内完成多么高的储能装机容量增长，而是能通过良性竞争培育行业发展，探索出一批适应场景、多元互补的解决方案，构建出一套体系健全、覆盖全面的标准规范。

在广泛的市场边界之下，作为提供电力系统灵活性的重要资源之一，新型储能的规划不是独立的，而应该与其它灵活性资源放在一起统筹考虑。储能的配置需要根据本地条件、适用场景、应用功能、替代资源的影响“量体裁衣”。例如，对于调节性水电和抽蓄等灵活性资源较为富集的地区，优先的方案应该是如何发挥既有资源的潜力，而新增储能的需求就没有那么迫切；对于具备较大火电灵活性改造潜力的地区，也应横向对比采用灵活性改造与新建储能方案在长周期的优劣势进行决策；对于新能源场站的配套，应该根据该站预期出力变化特征，基于所处节点对于并网可靠性和其它应用功能的要求，测算实际所需的储能配置容量，确保储能投运后的利用效率和成本回收。

目前新能源强配储能的要求仅能看作一个过渡式的短期手段，长期来看储能行业的发展还是需要从政策性市场尽快转入自发性市场，通过与其他发电和灵活性资源的同台竞争，体现自身的价值获取收益。

通过市场信号的引导实现新型储能的性能提升、成本降低和规模扩大，对于市场机制的设计和运行提出了很高的要求，但也从源头上保障了储能行业的长远健康发展。