11月20日，国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知（征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》），就新型储能并网和调度运用公开征求意见。

《征求意见稿》明确了接受电力系统调度新型储能范围。接入电力系统并签订调度协议的新型储能电站，可分为调度调用新型储能和电站自用新型储能两类。调度调用新型储能指具备独立计量装置，并且按照市场出清结果或电力调度机构指令运行的新型储能电站，包括独立储能电站、具备条件独立运行的新能源配建储能等；电站自用新型储能指与发电企业、用户等联合运行，由发电企业、用户等根据自身需求进行控制的新型储能电站，包括未独立运行的新能源配建储能、火电联合调频储能、签订调度协议且具备接受调度指令能力的用户侧储能等。

《征求意见稿》强调，优化新型储能电站调度方式。电力调度机构应根据系统需求，制定新型储能调度运行规程，科学确定新型储能调度运行方式，公平调用新型储能调节资源，积极支持“新能源+储能”、聚合储能、光储充一体化等模式发展，优先调用新型储能试点示范项目，充分发挥各类储能价值。电力调度机构调用电站时，对于参与电力市场的新型储能电站，优先按照市场出清结果安排新型储能运行，对于暂不具备参与电力市场条件的新型储能电站，通过调度指令进行调用。在发生危及电力系统安全事故（事件）及其他必要情况时，所有调管范围内的新型储能电站应接受电力调度机构统一直接调用，直接调用期间按照独立储能充放电价格机制执行。

《征求意见稿》鼓励存量新型储能电站开展技术改造，具备接受调度指令能力。满足相应技术条件后，电力调度机构应及时开展新型储能电站并网及调度工作。

《征求意见稿》指出，要以市场化方式促进新型储能调用。国家能源局派出机构应会同各地能源主管部门充分考虑新型储能特点，加快推进完善新型储能电站参与电能量市场和辅助服务市场有关细则，丰富交易品种，考虑电力供需情况，通过合理扩大现货市场限价区间、建立容量补偿机制等市场化手段，促进新型储能电站“一体多用、分时复用”，进一步丰富新型储能电站的市场化商业模式。

储能板块政策利好频传

近期，储能板块政策利好频传。11月13日，山东省能源局印发《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》。具体包括：逐步提高存量新能源上网电量参与电力市场交易比例；执行市场化“两部制”上网电价；用户侧峰谷电价将进一步拉大，提升新型储能利用率等。

11月18日，内蒙古自治区能源局印发《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》，允许独立储能自主选择参与电力中长期和现货市场、电力辅助服务市场等获取收益，独立储能电站向电网送电的、相应的充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。在容量市场（电价）运行之前，按放电量给予电网侧独立储能示范项目容量补偿等。

上述两份文件均对电价问题有所提及。中信证券认为，随着容量电价渐行渐近，新型储能有望盈利向好。新型储能装机量持续增长，2023年上半年实现累计装机20.7GW。然而新型储能的利用率较低、盈利模式不清晰、电价机制有待优化，一定程度上限制其可持续快速发展，容量电价机制能够为电力调节性资源盈利托底，促进新型储能健康可持续快速发展。

储能并网作用逐渐明晰

业内人士表示，目前，储能在电力市场中的作用和价值正逐步清晰，新型储能主要通过参与电力市场获取相应收益，并进行成本疏导。

梳理“两个细则”可以发现，西北区域将新型储能一次调频服务按照一次调频月度动作积分电量15元/千瓦时补偿。同时，对储能参与二次调频、黑启动等服务也均有补偿。例如，在二次调频服务中，月可用率达到98%以上的新型储能并网主体，每提高1%的可用率，可获得补偿0.1元/千瓦。在黑启动中，对新能源场站（风电场、光伏电站）及新型储能电站每月补偿0.2元/千瓦，对并网主体的补偿最高不超过30万元/月；华中区域则将新型储能、可调节负荷纳入并网运行管理范围，新增了转动惯量、爬坡等辅助服务品种。同时，对新型储能参与二次调频、有偿一次调频、深度调峰、有偿无功等辅助服务给予适当补偿，进一步提高新型储能建设运行管理水平：储能调峰最高补偿0.3元/千瓦时， 一次调频最高补偿0.6元/千瓦时。

截至目前，除了华中和西北区域之外，南方、华北、华东、东北4个区域和江苏、山东2个省份也出台了新版“两个细则”，形成了我国未来一段时期内的电力辅助服务新格局。

《中国能源报》记者注意到，在各地“两个细则”中，均对储能参与调峰调频、黑启动、爬坡等服务作了细化管理。尽管各区域和省份的新版“两个细则”对于新型储能可参与的电力辅助服务品种和考核方式各有差异，但仍然可以反映出，储能，尤其是新型储能作为并网主体参与电网调频调峰已成常态。

“华东、西北两地给予储能电站合法地位参与电力市场，提升了当地储能项目的收益保障，对当地储能市场发展将起到良好的促进作用。”中国能建集团资深储能技术专家楚攀指出。

通过辅助服务盈利仍有难点

从多份文件来看，现阶段，新型储能主要仍以提供调频调峰等辅助服务为主要盈利手段。业内专家认为，由于电力辅助服务市场尚不完善，目前仅依靠调频、调峰服务，不足以支撑新型储能项目获得较好的经济回报。

上述分析人士指出，目前辅助服务市场的运行规则仍不成熟、总体容量仍不明确，储能项目参与辅助服务市场短期内可以获得较好收益，但随着并网项目越来越多，辅助服务市场或出现暂时性饱和，所有并网项目的收益都会降低。“辅助服务市场的健康发展有赖于辅助服务费用的顺利疏导，目前来看，各地尚未探索出有效合理的疏导方式。”

另有业内人士认为，随着辅助服务市场的进一步建设与完善，未来的辅助服务项目将超10项，有望成为新型储能项目最主要的收益来源。“而随着电力现货市场的逐步深化，调峰市场将会被电力现货市场取代，形成调频辅助服务+电能量现货的模式。届时，储能也能更好地通过市场机制回收成本。”华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华分析。

“当前的并网运行机制尚不能根据不同机组特点，合理分配辅助服务内容。随着辅助服务市场的建设，将有越来越多的储能电站并网，这势必会打破原有的辅助服务市场格局。不同技术特色的发电机组、储能机组如何在公平原则下‘竞争上岗’，是目前机制所欠缺的，未来需要在运行过程中不断补全、完善。”楚攀指出。

“目前，新型储能相关政策多以原则性文件为主，缺乏具体可操作的实施细则或规则，导致新型储能在实际运行过程中存在诸多问题，尤其是在参与电力市场交易方面更是困难重重。”因此，郑华建议，各地应尽快出台新型储能参与电力市场的身份认定、注册流程、结算出清、结算支付等运行规则，并在执行品种、时序、补偿额度等方面进行优化调整。

文章来源： 中国能源报，中国电力报，证券时报