新型储能迎来国家发改委、国家能源局联合发布的重磅文件，为储能行业发展再下一剂“良方”。

2022年6月7日，国家发改委、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”)。这份文件对行业而言，犹如一剂“强心针”，也可以称得上是目前新型储能参与市场和调度运行最为重要的文件。文件对新型储能在参与市场中关于身份、电价、交易机制、调度运营机制等诸多关键问题予以明确，将不仅大大加速新型储能发展进程，也将为行业带来清晰的声音、厘清发展脉络。

为此，高工储能就此文件对话了数位知名企业高管，南瑞继保、智光储能、电享科技、轻舟能科等企业领袖均表示，这次文件的出台，加大了他们对储能良性有序发展的信心;他们也第一时间就此文件发出了“行业之声”，希冀给行业带来更多思考。

1.将改变行业“劣币驱逐良币”现状

南京南瑞继保电气有限公司储能行业总监缪楠林谈到，此次文件出台，储能行业健康发展将迎来大利好。在此背景下，南瑞继保可充分发挥储能的构网优势，通过市场化的收益机制，引导用户选用性能更优的产品，改变“劣币驱逐良币”“业主只关注价格，不关注性能”的市场现状。

同样，智光储能常务副总经理付金建也指出，这个文件提出以市场化手段推进新型储能建设，势必引导电站投资主体更加重视电站的长期运行表现，挖掘储能电站全生命周期价值，走出“为建而建、劣币驱逐良币”的状态，将极大节约社会资源，也有利于控制新能源为主体的社会用能成本。

《通知》首次对独立储能进行官方定义：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。

缪楠林告诉高工储能，政策已经明确独立储能地位，将极大的激发市场投资热情。目前，各地的独立储能项目纷纷启动，独立储能将逐步发展成为市场的主流商业模式。

“一直以来，新型储能还未建立成熟的商业模式，运营成本较高，在现货峰谷套利、用户侧分时价差、辅助服务市场上都难以收回成本，经营艰难。主要原因在于储能不是独立的电力交易市场主体，无法形成明确的商业模式。”杭州轻舟科技有限公司总经理马兴也谈到，对于国家发展改革委发布的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中，明确了新型储能在电力交易市场中的独立主体地位。

《通知》中提出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。缪楠林告诉高工储能，这次文件的发布，有望改变目前新能源强配市场唯价格论的用户导向。

《通知》文中的政策将有效减少储能的电价成本，对独立储能参与市场交易是重大利好。马兴也指出，这次政策对独立储能和配建的新型储能，均作出指导，这对促进储能进一步的发展起到非常关键的作用。在可预见的未来，独立储能和配建储能将更多的自主参与到电力交易市场。同时也会有越来越多的已建成的储能，通过适当的改造，达成《通知》中要求的条件，来参与电力交易。

4.有利于推动大型储能电站建设

针对《通知》中，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。一位不愿具名的知名企业高管指出，这个通知带来了一个切实的实惠，那就是充电时的输配电及附加费减免，是对独立储能电站参与市场的细节澄清，很有代表性和启发性。

智光储能常务副总经理付金建也谈到，《通知》体现了中国政府以市场化手段推动新型储能发展的决心。此次文件给予了新型储能参与电能量市场和辅助服务市场的权力，免去向电网送电的独立储能电站相应充电电量的输配电价和政府性基金及附加，同时赋予新型储能电站探索以不同容量比例参与电力市场的灵活性，有利于推动大型储能电站建设。

缪楠林谈到，这次出台的通知聚焦独立储能收益模式拓宽、电网和储能系统的耦合、建立电网侧储能价格机制等行业发展热点，将进一步引导储能行业良性有序发展。

“在储能设施大量部署前，从底层技术要求上做积极正向引导，比如，待后续市场化交易一旦建立，就能立马用起来。”上述不愿具名的知名企业高管谈到，总体看，现在的政策引导方向上越来越具体，越来越精细化。

上海电享信息科技有限公司董事长朱卓敏谈到，众所周知，新型储能其独特的性能和响应等优势正好与风光等清洁能源的间歇性波动性存在着优良的互补性。因此让新型储能参与电力市场和调度运用可以极大的发挥出其灵活性的优势，通过鼓励新型储能自主选择参与电力市场，以市场化方式形成价格，带来了多元化的收入，提高了储能投资者的IRR，可以帮助并驱动新型储能市场发展。

《通知》提出，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，提供有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服务，以及在电网事故时提供快速有功响应服务。

朱卓敏谈到，未来新型储能在电力市场和调度的运用，必然离不开能源数字化、集群调度、储能安全以及人工智能等技术的融合创新，在确保储能系统安全稳定运行前提下高效高频的利用并充分发挥储能的优势来实现投资者的回报。相信随着电力市场对新型储能的最新要求，虚拟电厂在国内的将帮助各类新型储能实现更广范围的收益渠道，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平和收入。

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、经信委(工信委、工信厅、工信局、经信厅)、能源局，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润(集团)有限公司：

为贯彻落实《中共中央、国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，按照《国家发展改革委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051号)有关要求，进一步明确新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，提升新型储能利用水平，引导行业健康发展，现就有关事项通知如下。

一、总体要求。

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。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。

二、新型储能可作为独立储能参与电力市场。

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。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。按照《国家发展改革委、国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕280号)有关要求，涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。

三、鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。

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。各地根据市场放开电源实际情况，鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场，利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用。随着市场建设逐步成熟，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式。

四、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。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。

五、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，提供有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服务，以及在电网事故时提供快速有功响应服务。辅助服务费用应根据《电力辅助服务管理办法》有关规定，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。

六、优化储能调度运行机制。

坚持以市场化方式为主优化储能调度运行。对于暂未参与市场的配建储能，尤其是新能源配建储能，电力调度机构应建立科学调度机制，项目业主要加强储能设施系统运行维护，确保储能系统安全稳定运行。燃煤发电等其他类型电源的配建储能，参照上述要求执行，进一步提升储能利用水平。

七、进一步支持用户侧储能发展。

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。根据各地实际情况，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。

八、建立电网侧储能价格机制。

各地要加强电网侧储能的科学规划和有效监管，鼓励电网侧根据电力系统运行需要，在关键节点建设储能设施。研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场;探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。

九、修订完善相关政策规则。

在新版《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》基础上，各地要结合实际、全面统筹，抓紧修订完善本地区适应储能参与的相关市场规则，抓紧修订完善本地区适应储能参与的并网运行、辅助服务管理实施细则，推动储能在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用。各地要建立完善储能项目平等参与市场的交易机制，明确储能作为独立市场主体的准入标准和注册、交易、结算规则。

十、加强技术支持。

新型储能项目建设应符合《新型储能项目管理规范(暂行)》等相关标准规范要求，主要设备应通过具有相应资质机构的检测认证，涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求。储能项目要完善站内技术支持系统，向电网企业上传实时充放电功率、荷电状态等运行信息，参与电力市场和调度运行的项目还需具备接受调度指令的能力。电力交易机构要完善适应储能参与交易的电力市场交易系统。电力企业要建立技术支持平台，实现独立储能电站荷电状态全面监控和充放电精准调控，并指导项目业主做好储能并网所需一、二次设备建设改造，满足储能参与市场、并网运行和接受调度指令的相关技术要求。

十一、加强组织领导。

国家发展改革委、国家能源局总体牵头，各地要按照职责分工明确相关牵头部门，分解任务，建立完善适应新型储能发展的市场机制和调度运行机制，对工作推动过程中有关问题进行跟踪、协调和指导。地方政府相关部门和国家能源局派出机构要按照职责分工落实储能参与电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场等相关工作，同步建立辅助服务和容量电价补偿机制并向用户传导。充分发挥全国新型储能大数据平台作用，动态跟踪分析储能调用和参与市场情况，探索创新可持续的商业模式。

十二、做好监督管理。

地方政府相关部门和国家能源局派出机构要研究细化监管措施，加强对独立储能调度运行监管，保障社会化资本投资的储能电站得到公平调度，具有同等权益和相当的利用率。各地要加强新型储能建设、运行安全监管，督促有关电力企业严格落实《国家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通知》(国能综通安全〔2022〕37号)要求，鼓励电力企业积极参加国家级电化学储能电站安全监测信息平台建设，在确保安全前提下推动有关工作。

各地要根据本地新型储能现状和市场建设情况，制定细化工作实施方案，并抓好落实。有关工作考虑和进展情况请于9月30日前报送国家发展改革委、国家能源局。

国家发展改革委办公厅

国家能源局综合司

2022年5月24日