储能行业政策点评《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》：新型储能独立市场地位确立，市场机制进一步完善

本《通知》在2022年1月《“十四五”新型储能发展实施方案》的基础上进一步明确了新型储能的市场定位，特别强调新型储能是构建新型电力系统的重要组成部分，明确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。 本《通知》明确新型储能作为独立储能参与电力市场，不再依附配套项目；明确独立储能向电网送电，充电电量不承担输配电价，储能企业运营成本有望降低；推进电网侧、用户侧储能价格机制和收益分配机制建设：谁提供、谁获利，谁受益、谁承担。 本《通知》重点强调了新型储能作为独立储能参与电力市场的功用，有利于加快新型储能建设步伐，促进新型电力系统向纵深发展。新型储能的市场定位的明确，价格机制的建设，有利于更多社会资本导入，提升新型储能利用水平和效益，引导行业健康快速发展。强调完善政策规则、加强技术支持、加强组织领导、做好监督管理，以保障储能行业的长期健康发展。 1.政策简介 近日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合发布《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》。本《通知》全文共12项细则，重点强调了新型储能作为独立储能的市场地位，推进储能市场化机制的完善，主要内容包括：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。同时，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。此外，各地要根据电力供需实际情况，适度拉大峰谷价差，为用户侧储能发展创造空间。根据各地实际情况，鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格，引导用户侧主动配置新型储能，增加用户侧储能获取收益渠道。 2021年12月，能源局曾发布新版《电力辅助服务管理办法》，确认了储能独立主体的身份。2022年1月，发改委办公厅和能源局又联合发布了《“十四五”新型储能发展实施方案》，强调“以体制机制促进市场化发展，提出明确新型储能独立市场主体地位，推动新型储能参与各类电力市场，完善与新型储能相适应的电力市场机制，为逐步走向市场化发展破除体制障碍”。本次《通知》在《实施方案》的基础上进一步明确了新型储能的市场定位，特别强调了新型储能是构建新型电力系统的重要组成部分，明确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。 2.政策要点 2.1.配角变主角：新型储能作为独立储能参与电力市场 《通知》共13次提及“独立储能”，连续四项细则都和“独立储能”相关。所谓独立储能电站，一般是指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项目，与之相对的是依托新能源发电项目配套建设的储能项目等。而所谓新型储能，一般是指除抽水蓄能外的储能方，具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，是构建新型电力系统的重要组成部分。《通知》提出，新型储能本身可作为独立储能参与电力市场。 同时，也明确规定了新型储能作为独立储能参与电力市场的条件：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。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，也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。 2.2.运营成本降低：独立储能向电网送电不承担输配电价 《通知》明确，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。此外，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。输配电价是指电网经营企业提供接入系统、联网、电能输送和销售服务的价格总称。长期以来，成本是制约新型储能发展的主要因素之一。过去各地区在出台独立储能相关政策时，未明确其参与市场的身份，对储能的充放电电价或是避而不谈，或是以“充放互抵，损耗自担”的方式鼓励储能建设，此类政策缺乏长期稳定性。由于独立储能具有双向调节性，若在充电时按用户标准收取电费，放电时按发电标准给予电价，本质上重复收取了输配电价和政府性基金及附加，再加上充放电的能量损耗，独立储能参与电能量市场更难以盈利。目前新型储能的调峰运营度电成本约为0.63元，全国各地区大工业用电（110kV）的输配电价平均在0.1元/kWh以上，政府性基金及附加平均值为0.03元/kWh（根据2018年公开数据，总体变化不大）。在执行《通知》政策后，由于充电电量不再承担输配电价，独立储能的度电成本平均可减少约0.13元，独立储能项目的运营成本将进一步降低，从而提高市场竞争力。 图1：全国部分地区输配电价和政府性基金及附加 2.3.价格机制建设：谁提供、谁获利，谁受益、谁承担 《通知》指出，充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务，包括有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服务，以及在电网事故时提供快速有功响应服务，辅助服务费用根据《电力辅助服务管理办法》有关规定，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。同时，进一步支持用户侧储能发展，根据电力供需实际情况，适度拉大峰谷价差，为用户侧储能发展创造空间；鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格，引导用户侧主动配置新型储能，增加用户侧储能获取收益渠道；鼓励用户采用储能技术减少自身高峰用电需求，减少接入电力系统的增容投资。 此外，建立电网侧储能价格机制，鼓励电网侧根据电力系统运行需要，在关键节点建设储能设施；研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场；探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。 3.政策影响 3.1.加快新型储能产业化进程 《通知》重点强调了新型储能作为独立储能参与电力市场的功用，有利于加快新型储能建设步伐，促进新型电力系统向纵深发展。《通知》提出，将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。虽然我国新能源占比越来越大，但我国的电力供应充裕度仍存在较大隐忧。因此，让独立储能参与配合电网调峰至关重要。新能源场站和配建储能联合参与电力市场化交易，一方面会提高新能源发电设备出货量，另一方面也会将原来由电网兜底发电功率的波动性等问题，转换为市场化解决波动性等问题，真正实现了谁受益谁承担的原则。新型储能独立的市场地位确立后，储能服务主体的自主经营、自负盈亏的积极性、灵活性都会得到很大提升和改善。作为独立储能参与电力市场，就是要通过电力市场化方式去解决独立储能面临的市场化成本的疏导问题。独立储能的市场地位确立后，新型储能作为一种电力服务新业态，将不再以“配角”的身份“客串”，而是开始挑起为电力服务的大梁，这就为推进新型储能参与市场运行奠定了基础。 3.2.促进储能产业社会资本导入 《通知》为发电侧、电网侧以及用户侧的新型储能投资指明了方向。目前，用户侧储能项目仅在浙江、江苏、山东、广东等部分地区有一定的盈利性，且投资回收期长、电价变动频繁，导致投资风险较大。《通知》拓展了用户侧储能获利渠道，同时节约了增容投资。对于电网侧，《通知》提出要建立电网侧储能价格机制，鼓励电网侧通过容量电价机制配储，探索将储能设施成本收益纳入输配电价回收，消除电网侧配储的顾虑。因此，从电网侧、用户侧建立健全储能交易价格形成机制与成本收益分摊机制，有利于稳定市场收益预期，提高新型储能市场交易活跃度，促进交易规模的提升，加快源网荷储整体市场的健全。相较于新能源发电项目专门配套的储能项目，独立储能项目的盈利模式更为灵活合理，经济性更强。首先，独立储能不再依赖新能源发电项目，在电力市场的定位更加明确，潜在收益来源更为丰富；其次，独立储能的单体建设规模更大，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。此外，独立储能除了参加电力调峰、调频外，还可向新能源发电站进行容量租赁，产生增量收入。新型储能的市场定位的明确，价格机制的建设，有利于更多社会资本的导入，提升新型储能利用水平和效益，引导行业健康快速发展。 3.3.保障储能行业长期健康发展 《通知》强调完善政策规则、加强技术支持、加强组织领导、做好监督管理，以保障储能行业的长期健康发展。政策方面，《通知》要求修订完善相关市场规则，建立完善市场交易机制，明确储能作为独立市场主体的准入标准和注册、交易、结算规则。技术方面，《通知》加强了对储能的技术支持，进一步完善新型储能相关的技术要求与标准规范，有利于推动新型储能设备研发与技术迭代；组织领导方面，《通知》强调了新型储能调度运行机制与监管职责分工，为新型储能持续健康发展提供了有力的组织保障。监督管理方面，《通知》要求研究细化监管措施，加强对独立储能调度运行监管，保障社会化资本投资的储能电站得到公平调度，加强新型储能建设、运行安全监管。 4.投资建议 《通知》重点强调了新型储能作为独立储能的市场地位，推进了储能市场化机制的建设完善，是对新型储能行业的重大利好，为新型储能产业发展指明了方向，有助于解决新型储能产业当前面临的市场化进度缓慢、缺乏价格机制、经济性不足等问题，增强市场对该行业快速发展并实现盈利的信心，从而带来丰富的投资机会。建议从储能产业链上下游寻找适宜投资标的，上游推荐电化学储能龙头企业，宁德时代，以及逆变器龙头企业，阳光电源、固德威；下游推荐户用储能龙头企业，派能科技。 表1：投资建议一览 5.风险提示 政策落地速度不及预期。《通知》给出了推进新型储能产业发展的总体方针和基本要求，但具体政策落实则需要由各地区自行出台相应举措，若后续地方政策出台和执行力度不够，则会影响新型储能的产业化进程。 独立储能盈利不及预期。《通知》明确了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，但各地区的输配电价差异较大，若该举措对于降低储能运营成本的实际效果不明显，则独立储能的整体积极性可能改善不够。