新型储能市场步入规模化发展阶段「发力着力」

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国家发展改革委、国家能源局近日联合印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《实施方案》），明确了新型储能的独立市场主体地位，提出到2030年，新型储能实现全面市场化发展。

业内人士普遍认为，我国电力体制改革处于攻坚关键期，推进新型储能产业市场化发展，是统一电力市场体系下构建多层级电力市场构架与机制的必然需求，也是储能产业良性发展的必由之路。记者了解到，当前，我国新型储能市场化发展正由“盲目强配”向“市场引导”转变。“未来10年内，储能产业发展的重要任务是全面实现市场化，需要着重解决成本疏导、分摊机制等难题，以拓宽储能产业收益渠道，最大化发挥储能灵活性价值。”华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华说。

“国家发改委、国家能源局此前发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中，提出‘到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上’的目标，《实施方案》中却没有体现。在电力市场机制相对完善的情况下，储能产业将会通过市场无形之手达成最优配置。”国电投战略规划部副主任、中国能源研究会储能专委会委员李鹏表示。

促进新型储能产业市场化发展，可以推动储能产业进一步制定合理的成本分摊和疏导机制。郑华表示：“促进储能系统参与各类电力市场，通过电力市场竞争机制与储能产业深度融合，可以构建全社会成本最低的供求体系与机制，实现能源科学配置。”

中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬认为，新型储能产业全面市场化指的是在不依靠补贴的情况下，储能可以回收成本并盈利、市场竞争充分、商业模式灵活。强调储能市场化发展，是防止过热现象发生。

“从政策机制来看，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》、《新版‘两个细则’》《浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务运营规则》《山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实施细则（试行）》等国家及省级层面相关政策文件与运营规则相继颁布，市场期待多年的储能参与电力辅助服务的主体地位得以确认，规范化的市场体制机制正在加速构建。”郑华表示。

甘肃、山东、广东、山西、内蒙古等省区不断修订完善适合新型储能入市的交易制度。山东积极推动新型储能参与电能量现货交易、调峰调频等电力辅助服务，不断尝试多品种交易叠加。“从实践中看，甘肃推进新型储能在弃电期间调峰、非调峰期间可调频等市场机制，充分展现了通过合理储能价格机制可充分发挥新型储能的灵活性价值。”郑华称。

除此之外，拉大峰谷分时电价政策以及“探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”意见的提出，进一步拓宽了储能多元化收益的渠道。

当前，锂离子储能、压缩空气等储能技术已经备规模化、商业化发展的能力。新型储能规模化、市场化应用处于启动阶段，成本高、商业模式模式单一、市场机制不畅、成本疏导难等仍是全面实现市场化发展的棘手问题。

“当前我国电力市场相关运营规则等文件虽已在不断修改完善，市场规则与各类市场主体逐渐成熟，但现货市场试点数量有限、结算周期短、多层级市场机制间协同不足等问题仍需要进一步优化解决。”郑华坦言。

记者采访发现，尽管全国多地均已在新型储能参与各类电力市场方面有所尝试，但新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制、结算细则等细节问题尚不清晰，试点示范模式还不成熟，地方实践对于全国新型储能市场化发展而言是否具有普适性，还有待进一步考量。

如何建立切实可行的商业模式？岳芬建议建立能够反映电力稀缺属性的电价机制或现货市场价格机制。“在现货市场建设过程中，应考虑设计存在时序和地点特性差别的电价机制，一方面引导用户用电行为与发电情况相匹配，另一方面发挥储能等灵活性资源的市场价值。”

一位不愿具名的储能企业负责人建议，应明晰储能相关受益主体，新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，相关交易、调度、结算细则等。“完善‘按效果付费’的电力辅助服务补偿机制，丰富辅助服务交易品种，增加辅助服务收入电费占比 ，加快形成储能的收入形成机制。”（文丨本报记者 张金梦）

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