儲能行業(yè)加快發(fā)展再獲政策支持。國家發(fā)展改革委6月7日消息，近日國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司印發(fā)的《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》提出，新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場；鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場；加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網(wǎng)調(diào)峰。

機構(gòu)人士指出，在一系列政策推動下，獨立儲能已具備高經(jīng)濟性，行業(yè)進入加快發(fā)展階段。

提升新型儲能經(jīng)濟性

《通知》提出，新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場，并明確了新型儲能項目可轉(zhuǎn)為獨立儲能的情形：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。鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，通過技術(shù)改造滿足同等技術(shù)條件和安全標準時，可選擇轉(zhuǎn)為獨立儲能項目。涉及風(fēng)光水火儲多能互補一體化項目的儲能，原則上暫不轉(zhuǎn)為獨立儲能。

“新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場，優(yōu)化了原有盈利模式。”光大證券分析師殷中樞稱，以山東省為例，在現(xiàn)貨市場上，新能源配建儲能收益模式僅限于租賃費，而獨立儲能可從現(xiàn)貨市場節(jié)點電價差、租賃費及容量電價三方面獲取收益。符合條件的配建新型儲能項目可選擇轉(zhuǎn)為獨立儲能項目，將提升原有配建儲能項目的經(jīng)濟性。

《通知》提出，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。鑒于現(xiàn)階段儲能容量相對較小，鼓勵獨立儲能簽訂頂峰時段和低谷時段市場合約，發(fā)揮移峰填谷和頂峰發(fā)電作用。獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加。

殷中樞分析，此前，獨立儲能電站充電時需繳納輸配電價和政府性基金及附加。《通知》印發(fā)后，以北京市為例，獨立儲能在實際運營過程中有望節(jié)省約每度0.2元的成本，將進一步提升獨立儲能電站經(jīng)濟性，進而推動加快獨立儲能的建設(shè)進程。

此外，《通知》鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場。各地根據(jù)市場放開電源實際情況，鼓勵新能源場站和配建儲能聯(lián)合參與市場，利用儲能改善新能源涉網(wǎng)性能，保障新能源高效消納利用。隨著市場建設(shè)逐步成熟，鼓勵探索同一儲能主體可以按照部分容量獨立、部分容量聯(lián)合兩種方式同時參與的市場模式。

政策暖風(fēng)頻吹

2022年以來，有關(guān)部門連續(xù)出臺支持儲能行業(yè)加快發(fā)展的政策舉措，覆蓋了發(fā)電、電網(wǎng)、用戶側(cè)、安全管理、并網(wǎng)管理、輔助服務(wù)等各環(huán)節(jié)。例如，《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》提出，到2025年新型儲能由商業(yè)化初期步入規(guī)模化發(fā)展階段，具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用條件；電化學(xué)儲能技術(shù)性能進一步提升，系統(tǒng)成本降低30%以上。《關(guān)于完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型體制機制和政策措施的意見》提出，發(fā)揮太陽能熱發(fā)電的調(diào)節(jié)作用，開展廢棄礦井改造儲能等新型儲能項目研究示范，逐步擴大新型儲能應(yīng)用。《關(guān)于促進新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展的實施方案》提出，要研究儲能成本回收機制，推動新型儲能快速發(fā)展。

工信部此前公布，2022年3至4月，我國儲能電池產(chǎn)量超過10.5GWh。光大證券據(jù)此測算，2022年全年我國儲能電池產(chǎn)量將超過60GWh，同比增幅接近100%。雖然面臨原材料成本上升等問題，但強勁的需求仍可支撐2022年全球儲能行業(yè)實現(xiàn)超過100%的增長。

國融證券研報指出，獨立儲能具備高經(jīng)濟性，到2025年，預(yù)計電網(wǎng)側(cè)獨立儲能需求將達13.8GWh，復(fù)合年均增長率可達85%，國內(nèi)表前市場裝機量有望達82.2GWh，復(fù)合年均增長率可達93%，相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈投資機會值得看好。