充电|新型储能可作为独立储能参与电力市场——新型储能加速“充电”( 二 ) 盐穴|电力用户|选址布局|电力

明确市场主体身份
——新型储能可作为独立储能参与电力市场；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
伴随可再生能源加速发展，国内新型储能项目建设明显提速。截至2021年底，全国新型储能累计装机已超400万千瓦，新能源+储能、常规火电配置储能、智能微电网等应用场景不断涌现，商业模式逐步拓展，对能源转型的支撑作用初步显现。
不过，由于此前新型储能在电力市场中的身份定位、投资回报机制等不够清晰，一定程度上影响了市场主体投资建设的积极性。以往相关市场规则主要明确储能参与调峰调频辅助服务市场，但对于储能参与中长期交易、现货交易等市场的规则设计，特别是准入标准和注册、交易、结算规则仍待细化完善。国网能源研究院新能源与统计研究所副所长黄碧斌告诉本报采访人员。
【充电|新型储能可作为独立储能参与电力市场——新型储能加速“充电”】从发电侧看，目前国内新型储能大多与新能源或火电等发电机组联合运行，利用储能的调节功能改善火电调频性能，获得调频辅助服务补偿，相关收益不高。独立储能方面，在充放电价格机制未明确的情况下，如果参照传统的电力用户和发电机组价格机制执行，电站在使用电网供应的电力充电时，作为电力用户需支付上网电价、输配电价、政府性基金及附加和相关税费；但向电网放电时，独立储能相当于发电机组，只获得电价和辅助服务等收益。当电网将独立储能所释放的电量售予终端用户，买家仍需支付输配电价、政府性基金及附加。
为了更好地推动新型储能产业发展，此次印发的《通知》提出，新型储能可作为独立储能参与电力市场。同时，加快推动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。
鼓励签订顶峰时段和低谷时段市场合约，细化了独立储能参与电力市场的盈利方式；明确充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加等，解决了原先充电电量价格机制不明确的问题，有利于推动独立储能发展并以市场方式获利。黄碧斌说。
以建有独立储能电站的山东省为例，根据国网山东省电力公司今年3月发布的代购电价， 220kV及以上的电力用户，电度输配电价为0.1169元/千瓦时，政府性基金及附加约0.027元/千瓦时。业内人士表示，新政策执行后，参与山东现货市场的独立储能将直接受益，度电收益有望增加0.1元～0.2元/千瓦时。
促进大型充电宝加快发展
——发电侧、用户侧、电网侧新型储能均可参与市场交易；加快技术支持，推动新型储能实现高质量发展
5月27日，国家能源集团宁夏电力灵武公司飞轮储能项目土建工程全部完工，成为国内首个全容量飞轮储能—火电联合调频工程，也是全球飞轮储能单体功率最大、总储能最多的工程项目。该项目最大的特点是全磁悬浮，能耗小、响应快，可实现寿命周期设计为25年，在这个寿命周期内可实现1000万次以上储放电，充电和放电之间的转换可达毫秒级，能有效适应电网快速调频的需求。国家能源集团宁夏电力灵武公司副总经理刁士军告诉采访人员。
目前，配建式新型储能主要用于调节发电不稳定。《通知》提出，以配建形式存在的新型储能项目，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。同时，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。