6月7日，國家發(fā)展改革委和國家能源局公布《關(guān)于進(jìn)一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》(發(fā)改辦運(yùn)行〔2022〕475號)(以下簡稱《通知》)，進(jìn)一步明確了對獨(dú)立儲能和配建儲能參與電力市場的支持機(jī)制，提出鼓勵新型儲能自主選擇參與電力市場，堅持以市場化方式形成價格，持續(xù)完善調(diào)度運(yùn)行機(jī)制，發(fā)揮儲能技術(shù)優(yōu)勢，提升儲能總體利用水平，保障儲能合理收益，促進(jìn)行業(yè)健康發(fā)展。

　　對獨(dú)立儲能的相關(guān)支持政策占據(jù)了《通知》的主要篇幅。《通知》提出，獨(dú)立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加。這一規(guī)定預(yù)計將明顯提升獨(dú)立儲能電站的投資收益水平。

　　充電電量不承擔(dān)輸配電價、政府性基金及附加

　　《通知》提出，加快推動獨(dú)立儲能參與電力市場配合電網(wǎng)調(diào)峰。獨(dú)立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加。這一規(guī)定將降低獨(dú)立儲能電站充電價格。

　　在這一規(guī)定出臺前，獨(dú)立儲能電站使用電網(wǎng)供應(yīng)的電力充電時，其身份視同電力用戶，應(yīng)支付的電價中包含上網(wǎng)電價、輸配電價、政府基金及附加和相應(yīng)稅費(fèi)。但在向電網(wǎng)放電時，儲能電站實(shí)際地位相當(dāng)于發(fā)電機(jī)組，只能獲得發(fā)電側(cè)的上網(wǎng)電價和輔助服務(wù)等收益。因此儲能電站如參與電力市場，其可通過移峰填谷獲取電能量收益，但還需要負(fù)擔(dān)因用電而產(chǎn)生的輸配電價、政府基金及附加。

　　其他類型的儲能項目由于沒有獨(dú)立身份通常無此問題，用戶側(cè)儲能按照電力用戶的價格充電，配套建設(shè)的新能源側(cè)儲能使用棄風(fēng)棄光電量充電，聯(lián)合火電調(diào)頻的儲能電站用電可計入廠用電。

　　有業(yè)內(nèi)人士指出，獨(dú)立儲能除了充放電過程中的少部分損耗外，其使用的大部分電量最終都重新回到電網(wǎng)，再由電網(wǎng)輸送給終端用戶，終端用戶同樣要支付輸配電價和政府基金及附加，因此存在重復(fù)收取的問題。

　　但省級主管部門沒有權(quán)限改變這一政策。2021年，山東曾嘗試變通做法，按照充放相抵的原則，僅對儲能電站損耗電量按照工商業(yè)及其他用電單一制電價執(zhí)行收取電費(fèi)。2022年由于山東已進(jìn)入長周期電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行，原有政策也不再執(zhí)行。

　　新規(guī)出臺后，參與山東現(xiàn)貨市場的獨(dú)立儲能電站將直接受益，用電成本可減少0.1元—0.2元/千瓦時。國家價格主管部門出臺政策，也為后續(xù)其他各地方制定相關(guān)扶持政策減少了障礙。

　　力推獨(dú)立儲能參與市場

　　新能源強(qiáng)配儲能曾一度是儲能規(guī)模增長的主力，但大量項目建成后利用率并不高。從《通知》內(nèi)容來看，獨(dú)立儲能將獲得更多政策青睞。

　　《通知》對獨(dú)立儲能電站的支持內(nèi)容包括：

　　加快推動獨(dú)立儲能參與中長期市場和現(xiàn)貨市場。根據(jù)各地實(shí)際情況，鼓勵進(jìn)一步拉大電力中長期市場、現(xiàn)貨市場上下限價格。鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，通過技術(shù)改造滿足同等技術(shù)條件和安全標(biāo)準(zhǔn)時，可選擇轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲能項目。

　　鼓勵獨(dú)立儲能按照輔助服務(wù)市場規(guī)則或輔助服務(wù)管理細(xì)則，提供有功平衡服務(wù)、無功平衡服務(wù)和事故應(yīng)急及恢復(fù)服務(wù)等輔助服務(wù)，以及在電網(wǎng)發(fā)生事故時提供快速有功響應(yīng)服務(wù)。

　　配建新型儲能也可以參與到電力市場中。《通知》提出，鼓勵新能源場站和配建儲能聯(lián)合參與市場，利用儲能改善新能源涉網(wǎng)性能，保障新能源高效消納利用。隨著市場建設(shè)逐步成熟，鼓勵探索同一儲能主體可以按照部分容量獨(dú)立、部分容量聯(lián)合兩種方式同時參與的市場模式。

　　對于新能源配建儲能轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲能，有從業(yè)者認(rèn)為技術(shù)上改造難度并不高，不過各地對于獨(dú)立儲能參與電力市場均有一定門檻，規(guī)模較小的配建儲能項目可能仍無緣電力市場。

　　在各種形式的儲能電站中，獨(dú)立儲能有望擁有最全面的獲利機(jī)會。以山東省為例，目前山東獨(dú)立儲能電站的收益包括現(xiàn)貨電能量市場收益、輔助服務(wù)市場收益、容量電價補(bǔ)償和新能源企業(yè)支付的租賃費(fèi)用。

　　而強(qiáng)制要求新能源配建的儲能項目，主要通過消納棄風(fēng)棄光電量、減少“兩個細(xì)則”考核來幫助新能源場站提高整體收益。由于沒有通暢的成本疏導(dǎo)機(jī)制，在過去兩年由新能源企業(yè)自擔(dān)成本。進(jìn)入2022年，電芯價格走高帶動儲能系統(tǒng)成本上漲，配建儲能的新能源項目投資回報率進(jìn)一步降低。部分企業(yè)選擇盡可能壓低儲能項目成本，也有相當(dāng)多項目因成本過高而暫時擱置。《通知》允許此類項目轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲能項目，相當(dāng)于增加其獲取收益的途徑。

　　獨(dú)立儲能項目高度依賴明確的政策和電力市場交易規(guī)則來解決成本回收問題。實(shí)際上，在過去幾年，儲能已經(jīng)在國家政策層面獲得獨(dú)立主體地位和獨(dú)立參與電力市場的資格。但由于電力市場主要以省為單位建設(shè)，制定具體可操作政策的任務(wù)最終都落在省級主管部門肩上。

　　因此，《通知》除了重申儲能參與市場的權(quán)利外，也敦促調(diào)度機(jī)構(gòu)優(yōu)化儲能調(diào)度運(yùn)行機(jī)制，交易機(jī)構(gòu)完善適應(yīng)儲能參與交易的電力市場交易系統(tǒng)，各地主管部門則應(yīng)盡快修訂輔助服務(wù)相關(guān)規(guī)則，加強(qiáng)對獨(dú)立儲能調(diào)度運(yùn)行監(jiān)管，保障社會化資本投資的儲能電站得到公平調(diào)度，具有同等權(quán)益和相當(dāng)?shù)睦寐省８鞯鼐鶕?jù)本地新型儲能現(xiàn)狀和市場建設(shè)情況，制定細(xì)化工作實(shí)施方案。