6月7日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《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》，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。
在中国技术经济学会环境技术经济分会理事张建红看来，《通知》的出台是对新型储能行业的大利好，有助于解决新型储能行业市场化不足、价格机制没有捋顺、普遍面临经济性不足的问题，将极大地促进新型储能投资建设和发展。预计到2030年，全国新型储能总功率将达到1.2亿千瓦，新型储能总投资规模将近9000亿元。
新型储能将迎高速增长
新型储能是除抽水蓄能外的新型储能技术，包括电化学储能、物理储能、储热、储氢等技术。《通知》指出，新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分。
国家能源局数据显示，截至2021年年底，我国已投运抽水蓄能累计装机规模3600万千瓦，占储能总装机规模约89%。作为新型储能的电化学储能累计装机规模超过400万千瓦，其中以锂离子电池为主，约占储能总装机规模的9%，其他技术的占比则相对较小。
除了装机规模占比较小外，发改委价格成本调查中心还指出，新型储能正处于商业化发展初期。目前除抽水蓄能外，新型储能相关的电价政策和市场机制还不够完善，存在成本疏导不畅、有效利用率不高、社会主动投资意愿较低等问题。
不过，北京特亿阳光新能源总裁祁海珅向证券时报记者指出，光伏风电等新能源发电装机规模的不断扩大，已经是全球范围内确定性的发展趋势和机会，也是我国能源转型的战略发展需要。新型储能等服务型电力业务将会迎来高速增长。
一边是战略发展的客观需要，一边是商业化和规模化的初起步，《通知》将重点聚焦在了对市场化等机制的完善上。
“这个文件是‘及时雨’。”张建红对证券时报记者表示，《通知》进一步明确了新型储能市场定位，将带动更多社会资本投入到新型储能行业，提升新型储能利用水平和效益，引导行业健康快速发展。
新型储能不再是“客串”
《通知》共12条细则，在明确总体要求后，《通知》连续四项细则皆与“独立储能”相联系。《通知》首先提出，新型储能可作为独立储能参与电力市场。对于以配建形式存在的新型储能项目，《通知》明确将鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体参与电力市场。
张建红指出，近两年国内独立储能发展较快，如江苏、浙江、安徽、山东等地纷纷布局大型独立储能项目。独立储能模式的快速发展可能是为应对新能源按比例强制配储或竞争性配储规则而采取的折中手段。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。这次明确独立储能的身份，为推进新型储能参与市场运行奠定了基础。
其次，《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。
中国石油与天然气集团高级工程师陈畅畅对记者表示，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。
《通知》还提出，要充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务。鼓励独立储能按照辅助服务市场规则或辅助服务管理细则提供辅助服务，以及在电网事故时提供快速有功响应服务。
在祁海珅看来，新型储能的独立市场地位建设意义较大，也是新型电力系统向纵深发展的需要。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。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。
捋顺新型储能行业
价格机制
值得注意的是，《通知》还针对用户侧与电网侧的价格机制作出了部署。对于用户侧，《通知》提出，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。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。
不过，张建红认为，目前，用户侧储能仅在浙江、江苏、山东、广东等部分地区具备一定的盈利性，而且这些区域也存在投资回收期长、电价变动频繁等风险。总体看，用户侧储能项目投资风险较大。因此，为推动用户侧储能发展，必须拓展用户侧储能获利渠道，稳定获利水平，同时节约增容投资。
对于电网侧，《通知》提出要建立电网侧储能价格机制。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会发文指出，《通知》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。
