近日，国家发改委和国家能源局联合发布了《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》）。这是继《“十四五”新型储能发展实施方案》之后，又一个利好新型储能发展的文件。更重要的是，《通知》聚焦了新型储能发展最为头疼的盈利难题。而且对于新型储能参与调度、辅助服务、用户侧发展及电网侧储能的成本回收问题都有所涉及。
强调入市
储能不再政策驱动
“入市”是《通知》中最先强调，也可以说是最重要的部分。尽管在此之前，已经有山东省的独立储能参与电力市场，但《通知》进一步明确了以下几点：“新型储能可作为独立储能参与电力市场”，“配建的新型储能项目鼓励转为独立储能项目”，“鼓励配建的新型储能与电源联合参与电力市场”，“加快独立储能参与电力市场配合调峰”。
由于前几年各地区的“新能源强配储能”政策，我国大量的储能项目是新能源的配建项目。此前由于缺乏相关的入市机制，所配建的储能大多只是新能源电站为了满足技术标准和政策要求而建设，只是项目成本，并不能独立产生收益。
现在这些新型储能项目可以不再作为成本存在。不管是独立入市还是与新能源联合参与市场，都意味着在电源侧的新型储能获得了收入渠道，能够实现成本回收。而且随着目前技术手段的推进，新能源配储的存在可能会探索出加强新能源消纳与收益的方式方法。《通知》中也提及了“利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用。”随着技术、商业、运营方面的成熟，新型储能的更大规模发展将不会再局限于政策推动，而转变为商业利益推动和新能源消纳的技术推动。
优化调度
新型储能发光发热
在建设以新能源为主体的新型电力系统的过程中，随着新能源比例增加，如何保证电网的安全稳定是最大的问题之一。储能技术的发展目前被寄予了厚望。《通知》中强调了“充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务”、“优化储能调度运行机制”、“建立电网侧储能价格机制”，都是为了更好地让新型储能服务与电网平衡。
让新型储能参与到电网调度，首先是坚持以市场化方式为主的形式。同时考虑到未参与市场的配建储能（包括新能源配储和火电配储），电网也需要建立相关的调度机制，不仅是为了提升储能利用水平，也是为了保障储能系统的安全稳定运行。
为电网提供辅助服务，储能自然也可以获取相应的收益。在市场化条件下，辅助服务费用应该按照“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。随着新能源比例的增加，这将会是一笔不小的费用。或许电价水平因此而提高，但储能的收益模式也将更加完备。
不仅如此，电网侧的储能未来还将迎来容量电价机制，电网替代型储能成本纳入输配电价回收的机制。在此之前，抽水蓄能电站的容量电费就被纳入输配电价回收。这将会进一步增加电网侧储能的收益水平。
储能在辅助服务以及平抑电网波动方面能够做出的贡献越多，越有利于新型电力系统的建设。这也能够让我们更直观地了解储能在新型电力系统中能够发挥的作用，并对新型电力系统的未来发展做出更加准确的预判。
不足与期待
在有关“加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰”的内容中，提到了“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”。我们可以理解这一规定是为了减少独立储能在充放电过程中负担了额外的输配电和政府性基金成本。
不过从国外的经验来看，如果是参与集中优化（也即报出力曲线和分段价格的），可以视为电源，那么不需要收取输配电价。“但是如果是独立储能自调度，应该被视为用户，充电时应该交输配电价。”
这一点与后面的“进一步支持用户侧储能发展”息息相关。《通知》中对于独立储能提到了拉大中长期市场、现货市场上下限价格，增加用户侧储能获益渠道。但是用户侧储能暂时还不能作为独立储能参与市场。
从目前的技术经济性来看，用户侧储能由于不能长时间提供电力，对于大多数用户来说还属于“鸡肋”的范畴。即便是拉大了峰谷价差，但是考虑到不同的用户对于价格、稳定性的需求不同，短时间储能成本实在太高（而且用户侧储能完全丧失辅助服务的功能）。
因此从长远角度来看，用户侧储能进入市场也是未来的一个趋势。到那时，能向电网送电的储能电站充电电量不能再笼统的规定为不承担输配电价和政府性基金。
考虑到目前全国各地区的电力市场建设情况，储能入市还需要更多的详细规则制定，有很长的一段路要走。但在确定了前提的情况下，储能的进一步发展也可以说是看到了光明的未来。新型储能是否能够在更市场化的条件下实现更大的商业价值？新型储能对于新型电力系的建设与完善又会承担着怎样的重任？这些问题的答案都将逐渐得到回答。
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