明确市场主体身份

　　——新型储能可作为独立储能参与电力市场；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

　　伴随可再生能源加速发展，国内新型储能项目建设明显提速。截至2021年底，全国新型储能累计装机已超400万千瓦，“新能源+储能”、常规火电配置储能、智能微电网等应用场景不断涌现，商业模式逐步拓展，对能源转型的支撑作用初步显现。

　　不过，由于此前新型储能在电力市场中的身份定位、投资回报机制等不够清晰，一定程度上影响了市场主体投资建设的积极性。“以往相关市场规则主要明确储能参与调峰调频辅助服务市场，但对于储能参与中长期交易、现货交易等市场的规则设计，特别是准入标准和注册、交易、结算规则仍待细化完善。”国网能源研究院新能源与统计研究所副所长黄碧斌告诉本报记者。

　　从发电侧看，目前国内新型储能大多与新能源或火电等发电机组联合运行，利用储能的调节功能改善火电调频性能，获得调频辅助服务补偿，相关收益不高。独立储能方面，在充放电价格机制未明确的情况下，如果参照传统的电力用户和发电机组价格机制执行，电站在使用电网供应的电力充电时，作为电力用户需支付上网电价、输配电价、政府性基金及附加和相关税费；但向电网放电时，独立储能相当于发电机组，只获得电价和辅助服务等收益。当电网将独立储能所释放的电量售予终端用户，买家仍需支付输配电价、政府性基金及附加。

　　为了更好地推动新型储能产业发展，此次印发的《通知》提出，新型储能可作为独立储能参与电力市场。同时，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰。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。

　　“鼓励签订顶峰时段和低谷时段市场合约，细化了独立储能参与电力市场的盈利方式；明确充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加等，解决了原先充电电量价格机制不明确的问题，有利于推动独立储能发展并以市场方式获利。”黄碧斌说。

　　以建有独立储能电站的山东省为例，根据国网山东省电力公司今年3月发布的代购电价，220kV及以上的电力用户，电度输配电价为0.1169元/千瓦时，政府性基金及附加约0.027元/千瓦时。业内人士表示，新政策执行后，参与山东现货市场的独立储能将直接受益，度电收益有望增加0.1元~0.2元/千瓦时。

　　促进大型“充电宝”加快发展

　　——发电侧、用户侧、电网侧新型储能均可参与市场交易；加快技术支持，推动新型储能实现高质量发展