储能行业 进一步发展我国新型储能 应多措并举 理性施策

日前，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《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》。作为首个针对新型储能参与电力市场和调度运行的政策文件，《通知》对新型储能在电力市场中的身份定位、电价机制、调度规则等问题提出具体要求，对新型储能在“十四五”时期实现规模化发展具有重要意义。

新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在新能源比重不断提高的新型电力系统中发挥重要调节作用，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑。一段时间以来，一系列相关政策陆续出台。此前发布的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》明确指出，要加强电化学、压缩空气等新型储能技术攻关、示范和产业化应用。2021年7月，国家发展改革委、国家能源局出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，对新型储能技术进步、政策机制、行业管理等问题作出总体安排。今年3月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，部署了“十四五”时期新型储能在技术创新、试点示范、政策保障等方面的重点任务。在相关政策指引和支持下，我国新型储能产业发展明显提速，到2021年年底，新型储能装机规模达到570万千瓦，同比增长超过70%。

然而，当前我国新型储能还处于规模化发展的起步阶段，仍面临成本偏高、应用场景有限、收益来源单一等问题，特别是新型储能参与电力市场的具体规则有待完善，在电力系统运行中的多元应用价值难以得到充分发挥。《通知》聚焦当前新型储能参与电力市场的痛点堵点，提出了完善市场机制、价格机制、运行机制等方面的具体措施，有助于提升新型储能总体利用水平，增强市场吸引力，促进行业可持续发展。

进一步发展我国新型储能，应多措并举，理性施策。

一要创新运营模式。作为当前国内外备受关注的新型市场主体，独立储能电站是未来电力系统的重要灵活性资源，可有效实现削峰填谷，保障电力供应安全。应进一步规范新型储能参与电力市场的准入原则。《通知》针对独立储能参与电力市场的“过网费”问题，提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，这有利于保障储能合理收益，增强储能发展信心。应坚持以市场化方式优化储能调度运行，进一步完善储能充放电价格形成机制，探索同一储能主体按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式。

二要促进融合发展。风电、光伏发电等新能源大规模发展增加了电力供应侧的波动性，发用电时空不匹配的矛盾越发凸显，电力系统安全稳定运行受到较大冲击。为提高新能源电站的“系统友好性”，可配置一定规模的新型储能，通过新能源与储能的协同优化运行，提升新能源消纳利用水平和容量支撑能力。应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。随着沙漠、戈壁、荒漠等地区大型风电光伏基地开发取得进展，“新能源+储能”的应用场景将更趋多元，从而进一步助力新型电力系统建设，推动能源电力绿色低碳转型。

三要完善价格机制。新型储能响应迅速、调节灵活，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡等多种作用。应激发投资建设的积极性，在不断完善电力中长期市场、现货市场的同时，加快建立辅助服务和容量电价补偿机制，并向用户传导。应鼓励独立储能充分发挥技术优势，积极参与辅助服务市场，并由相关发电侧并网主体、电力用户分摊辅助服务费用；应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，并探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。

原内容转自：中国经济网——提升新型储能建设水平