新型储能发展再迎政策利好。
2022年6月7日，国家发改委和国家能源局联合发布《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》（以下简称《通知》）。《通知》不仅进一步明确新型储能市场定位，同时提出要建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益。
近年来，随着可再生能源的不断发展，尤其是“双碳”（碳达峰、碳中和）目标确立后，构建新型电力系统迫切性提升，我国储能产业发展进程加快。根据中国能源研究会储能专委会（CNESA）统计数据，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模 46.1GW，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。
2021年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破10GW，达到10.5GW；新型储能新增规模首次突破2GW，达到2.4GW，同比增长54%。在新型储能中，压缩空气储能在2021年实现跨越式增长，新增投运规模170MW，接近2020 年底累计装机规模的15倍。
尽管产业热度空前，但实际上，我国储能产业仍存在不少亟待解决的难题。其中，尚显薄弱的商业模式和市场机制掣肘产业的发展。
值得一提的是，明确储能市场定位、完善成本疏导、丰富盈利模式等正是此次《通知》的政策亮点。
国联证券在研报中指出，明确储能在电力系统中的主体身份是决定其商业模式落地的重要基础。此次发布的《通知》不仅确定了新型储能可作为独立储能参与电力市场，同时对认定独立储能的条件作出明确。
《通知》指出，具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。
与此同时，《通知》还鼓励以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目。此外，以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求情况下，鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体，按照现有相关规则参与电力市场。
在业内看来，这样的方式为提升配建储能项目的经济性、丰富其盈利模式提供了可能。据了解，自2020年以来，新能源项目强配储能几乎成为行业惯例。然而，受商业模式的限制，配建储能的利用效率并不高，新能源电站运营商的储能投入长期以成本形式存在。
光大证券研报指出，以山东省为例，在现货市场，新能源配建储能收益模式仅限于租赁费，而独立储能可以通过现货市场电价差、租赁费及容量电价三方面获得收益。
一位不愿具名的电网专家表示，“此次《通知》最大的受益方为表前储能市场，即电源侧和电网侧。且相较电源侧，电网侧储能获益更加明显。”
此次《通知》对电网侧储能的利好，除明确其在电力市场的身份之外，还包括对其盈利空间的拓展及成本的疏导。
《通知》指出，鼓励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；同时，针对电网侧，提出应建立独立储能电站容量电价机制，并且探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。
上述电网专家分析称，电网侧储能参与电力市场时，最主要的盈利方式是峰谷价差套利，若独立储能电站充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，其充放电的峰谷价差将进一步拉大。“目前，对于工商业用户而言，其所用的每度电中，50%的成本来自上网侧电价，另外有33%是输配电价，4%左右的政府基金及附加。因此，若政策能落实，储能电站充电的成本可降低近4成。”
国联证券研报指出，此次政策对商业化储能面临的核心问题进行了全方位的明确指引。随着未来各地方政府相应政策的落地，国内储能的市场化机制将日趋完善。
