中國儲能網(wǎng)訊：6月7日，發(fā)改委、國家能源局發(fā)布關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知（以下簡稱“《通知》”）。
繼《關(guān)于促進新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案》、《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》之后，這是近一周多以來，第三份明確提及儲能在電力系統(tǒng)應(yīng)用的國家政策文件。
本次《通知》提出，新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場。
加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網(wǎng)調(diào)峰。加快推動獨立儲能參與中長期市場和現(xiàn)貨市場；
充分發(fā)揮獨立儲能技術(shù)優(yōu)勢提供輔助服務(wù)；
獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。
同時，強調(diào)用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能發(fā)展。
一方面，在用戶側(cè)，鼓勵進一步拉大電力中長期市場、現(xiàn)貨市場上下限價格，引導用戶側(cè)主動配置新型儲能，增加用戶側(cè)儲能獲取收益渠道；另一方面，在電網(wǎng)側(cè)，研究建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動電站參與電力市場，探索將電網(wǎng)替代型儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收。
亮點一：獨立儲能官方定義明確
什么是獨立儲能？本次《通知》針對獨立儲能給出了官方定義：具備獨立計量、控制等技術(shù)條件，接入調(diào)度自動化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度，符合相關(guān)標準規(guī)范和電力市場運營機構(gòu)等有關(guān)方面要求，具有法人資格的新型儲能項目，可轉(zhuǎn)為獨立儲能，作為獨立主體參與電力市場。
2021年7月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，從政策層面明確了獨立儲能的市場主體地位，商業(yè)模式也逐步成形。
隨后，我國獨立儲能規(guī)模迅速擴大。據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟統(tǒng)計，去年全年，規(guī)劃、投產(chǎn)、在建的獨立儲能電站總規(guī)模超過了17GW/34GW，設(shè)計超過20個省區(qū)。
亮點二：降本增益迎來雙重推進
如今，山東、湖南、江蘇、河北、浙江、安徽等多省已紛紛布局大規(guī)模獨立儲能項目。
其中，山東省獨立儲能示范項目已于今年3月進入市場運行。據(jù)光大證券計算，其收益來源于三部分，電價差+租賃費+容量電價*系數(shù)，運行成本中損失的度電價格為充電時刻節(jié)點電價+基金附加+輸配電價+容量補償電價，新能源配建儲能的收益僅有租賃費。
換言之，正如分析師所言，從商業(yè)模式上，獨立儲能優(yōu)于新能源配建儲能，但仍需進一步拓展完整，這將很大程度的影響國內(nèi)儲能裝機上量的進度。
彼時光大證券已提醒，重點觀測兩個方面：政策上，充電電價是否會減去輸配電價和基金附加，改為只支付節(jié)點電價的模式；價差上，可持續(xù)觀測山東發(fā)電側(cè)的峰谷價差情況，以計算獨立儲能經(jīng)濟性。
而本次《通知》針對這兩方面均作出具體且明確的指引，獨立儲能在降本、增益上或雙雙迎來進一步實質(zhì)性推進。
一方面，文件指出，“獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加”，則獨立儲能成本進一步下探——僅論上文山東一例中，“運行成本中損失的度電價格”四因素中，未來便有望減去兩項。
另一方面，文件在用戶側(cè)“鼓勵進一步拉大電力中長期市場、現(xiàn)貨市場上下限價格”，則獨立儲能經(jīng)濟性有望迎來增長——同樣以上文山東為例，在收益的“電價差+租賃費+容量電價*系數(shù)”三個組成因素中，電價差有望拉大。
天風證券指出，目前我國電網(wǎng)側(cè)獨立儲能項目仍處發(fā)展初期，從政策看，獨立儲能項目主要依靠調(diào)峰、調(diào)頻獲得收益，未來，向新能源電站進行容量租賃獲得租金，有望成為獨立儲能的增量收入。
A股公司中：
電池環(huán)節(jié)環(huán)節(jié)廠商包括寧德時代、億緯鋰能、國軒高科、鵬輝能源；
PCS領(lǐng)域公司有陽光電源、星云股份、盛弘股份、德業(yè)股份、禾望電氣、錦浪科技、固德威；
系統(tǒng)集成領(lǐng)域廠商包括派能科技、思源電氣、科士達；
儲能消防與熱管理公司包括英維克、青鳥消防、國安達、高瀾股份、同飛股份；
此外，萬里揚、林洋能源為獨立儲能運營商。
