6月7日，国家发改委，国家能源局综合司印发重磅文件《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司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》（发改办运行〔2022〕475号）。文件的印发，意味着围绕新型储能市场定位的市场机制和价格机制得到进一步细化。
新型储能，一年前就被国家顶层赋予了“支撑新型电力系统的重要技术和基础装备”的重要地位（来源于2021年7月《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）。而不到一年的时间里，我们见证了一系列地方政策出台及落地落地：
2月，在山东，中国首个独立储能参与电力现货市场，运行至今；
5月，浙江发布《浙江省“十四五”新型电力系统建设方案》，鼓励分布式发电（含储能发电）“隔墙售电”）。
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今天印发的发改办运行〔2022〕475号重磅文件，具备两大亮点：
亮点1.
明确区分独立储能、配套储能将适用不同市场规则：
可以转为独立储能的资质如下，并可作为独立主体参与电力市场，可卖电可购电：
电源配建的新型储能项目，则与电源联合视为一个整体，参与电力市场，在未来探索部分容量独立、部分容量联合的方式同时参与市场。
对此，享能汇询问了各地市场人士，有人理解如下：
“独立即意味着，充电和放电都可以市场化，新能源配套项目的可以转为独立储能，如果是火电厂配建的储能项目，现阶段就算到发电侧了。
不过呢，目前火电配建项目多起来了，从这份文件看，如果投资方式为第三方独立法人，那么符合转独立储能的条件。”
亮点2.
独立储能用电只核算电能量费用
文件称，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。
经享能汇沟通，市场人士均对此条颇为激动，认为“此举将极大程度促进储能电站提高效率。”
接近储能电站运营的人士作出理解：
“储能要充电、要放电。一般来讲，充放电转换效率，不会是百分之百的——电能转换成化学能，化学能再转换成电能，整个转换和传输过程都会有能量损耗，也就意味着，充电量必然大于放电量，所谓损耗，即充电量和放电量的差。
免除所有的充电输配电价和基金附加，意义就是充电这部分不交输配电价、基金附加了，而损耗部分，还是要交的。
试想一下，如果现货市场的实时电价，低到了-80元/兆瓦时，此是购电（充电），还不用交输电费，岂不是多赚钱？”
如此看来，储能电站损耗越低，成本也就越低，这也是为什么市场人士提出，文件的这条细则将“促进储能电站提高效率”
思考：
投资储能，和电力交易，将来是个什么关系？
今天文件的印发，带动独立储能市场化落地，势必再次进一步撬动储能电站投资。
同时，我们也须进一步认识到，储能电站运营，以及电力交易的关系将进一步深化。接近独立储能电站的项目人士认为：
1. 损耗率低的储能电站市场优势明显
如前文所述，储能电站损耗越低，成本也就越低，所以储能项目的设计选型尤为重要。至于何种设备性能最高效，最重要的还是要经过工程应用的验证，而不是仅仅停留在实验室验证状态。
2. 储能电站损耗，将会影响电力交易策略
“这个理解起来就和电力现货市场一样”，市场人士解释：“高煤耗的机组，只能接受高电价，同样，高损耗的储能设备，选择的充放电价差，自然也高，不然就赔钱。”
进一步推动新型储能参与电力市场的文件已经出台，而各省各地如何细化并落地，必将成为关注焦点。
正如文件最后所述：“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。”
来源：微信公众号“享能汇” 作者：享能汇工作室