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  在双碳目标背景下，中国电力市场正经历前所未有的变革。随着新型电力系统的建设，可再次生产的能源装机规模逐步扩大，对储能的需求日益增长。

  新型储能以其建设周期短、调节能力强、选址灵活等特点，明显提升了能源系统的效率，优化了各类可再次生产的能源的利用，增强了新能源发电的可靠性和稳定能力，对经济社会持续健康发展具有深远的意义。当前，新型储能产业正朝着规模化发展的目标加速推进，市场广阔，潜力巨大，已成为能源领域的热点之一。

  行业的加快速度进行发展离不开政策的支持。“十四五”以来，我国针对新型储能产业的发展阶段和特点，出台了一系列重要政策，在市场地位、盈利模式和发展机制等方面做了有益探索，为新型储能产业的健康发展提供了有力保障。以下是近年来发布的重要政策文件：

  2021年7月，《关于加快推进新型储能发展的指导意见》印发，首次提出“明确新型储能独立市场主体地位”。

  2022年2月，《“十四五”新型储能发展实施方案》印发，再次提到明确新型储能独立市场主体地位，并提出加快新型储能市场化步伐。

  2022年5月，《关于逐步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》印发，提出新型储能可作为独立储能参与电力市场，并对新型储能在参与市场中关于身份、电价、交易机制、调度运营机制等诸多关键问题作出了明确说明。

  2022年6月，《“十四五”可再次生产的能源发展规划》印发，明确了新型储能的独立市场主体地位与功能定位，提出了具体、切实、可行的发展目标，并在宏观层面指导各部委及各级地方政府开展储能行业建设工作。

  2023年6月，《发电机组进入及退出商业运营办法》印发，进一步明确了新型储能进入以及退出商业运营的条件、并网调试运行期上网电量的结算方式方法等内容。

  2023年9月，《电力现货市场基本规则》印发，对新型储能项目参与电力现货市场交易提供了政策支持。

  2024年4月，《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》印发，明确了新型储能的功能定位、并网和调度运行管理思路，以及并网和调度的技术要求。

  2024年5月，加快建设全国统一电力市场体系的顶层设计文件——《电力市场运行基本规则》正式印发，将储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等在内的新型经营主体纳入市场成员，将容量交易首次囊括进电力交易范畴。

  随着宏观政策持续释放利好，电力现货市场建设逐步完善，新型储能在各地电力市场交易中崭露头角。参与市场交易的新型储能主要使用在场景包括电网侧储能（独立储能）、电源侧储能和用户侧储能。其中，以共享储能为代表的独立储能最为灵活，能够直接参与电力市场，通过容量租赁、辅助服务、峰谷套利和容量补偿等方式获取收益；电源侧储能则与风电、光伏等新能源发电项目配套，通过降低弃风弃光率、辅助调峰调频等方式获取收益；用户侧储能将储能项目作为应急保障电源，提升新能源接入比例和消纳率。在此背景下，多地先行先试，出台了多项新型储能参与电力市场交易的实施方案。能碳视界特别总结了广东、贵州、陕西、青海四省发布的相关实施方案中，特别必须要格外注意的几个重点：

  独立储能可参与中长期电能量交易、现货电能量交易、辅助交易服务。独立储能电能量市场电费按“日清月结”模式结算，由中长期合约电费、中长期阻塞电费、日前偏差电费、实时偏差电费、考核电费和分摊返还电费等组成；独立储能参与辅助服务市场相关联的费用按照南方区域辅助服务交易规则进行结算。独立储能向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

  独立储能可参与中长期电能量交易、现货电能量交易、辅助服务交易。独立储能中长期电能量市场交易电费按“月清月结”模式结算。独立储能放电时，交易电价按其与电力用户（售电公司）签订的合同结算。独立储能充电时，其相应充电电量按国家规定免收输配电价、政府性基金及附加，充电电价由交易电价、上网环节线损费用、系统运行的成本组成，其中交易电价按其与发电企业签订的交易合同结算，上网环节线损费用根据交易电价和国家核定的上网环节综合线损率计算，系统运行费按贵州电网有限责任公司每月公布的标准执行。独立储能峰谷分时电价机制按有关法律法规执行。现货市场电能量交易电费按“日清月结”模式对发、用两侧分别结算，由中长期合约电费、中长期阻塞电费、日前偏差电费、实时偏差电费、考核电费和分摊返还电费等组成。独立储能按照《南方区域电力并网运行管理细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》《贵州电力调峰辅助服务市场交易规则》等规定，可参与区域调频、跨省备用、调峰等辅助服务市场交易结算。鼓励以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目。风光水火储多能互补一体化项目（含风光储、风光水储、风光火储、风光水火储等多能互补及一体化项目）所属储能，原则上暂不能转为独立储能项目。

  直接参与批发商业市场交易的独立储能额定功率不低于6兆瓦，额定功率下充、放电时间不低于2小时。独立储能可参与电力中长期电能量市场、现货电能量市场、辅助服务市场及容量市场的各类交易（含容量补偿机制等）。也可依据市场主体意愿，只选择参加其中一类或几类交易。独立储能按充电状态和放电状态分别结算。实际充电电量按陕西电力市场用户侧结算规则结算，实际放电电量按照陕西电力市场发电侧结算规则结算。结合西北区域、陕西电力辅助服务市场相关规则，做好中长期交易合同电量、辅助服务出清电量与偏差电量的清分和结算。中长期合同电量部分按照“照付不议”原则结算，充电合同支付购电费用，放电合同获得售电收入。其中，参与充放电曲线申报出清的充电电量按当月用户侧省内中长期交易对应时段均价结算，放电电量按当月发电侧省内中长期交易对应时段均价结算；未形成对应时段交易价格时，充电电量、放电电量按最近月份月度集中竞价交易均价结算。充放电曲线申报结算纳入不平衡资金计算。现货市场未运行前，独立储能参与应急调度涉及的交易日，其所有充放电均不考虑偏差，按照参与充放电曲线申报出清电量对应的价格结算。因应急调度问题导致的独立储能电能量费用损益纳入不平衡资金。独立储能按放电电量参与不平衡资金分摊。独立储能充电时视为电力用户，充电价格执行陕西省分时电价政策。独立储能向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

  直接参与批发商业市场交易的独立储能额定功率不低于10兆瓦，额定功率下持续充、放电时间不低于2小时。独立储能可参与电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场及容量市场的各类交易(含容量租赁等)。在中长期市场中，独立储能可选择参加年度：月度、月内（多日）周期的交易。与其他经营主体通过常规交易模式，采用双边协商、集中交易方式达成交易结果。为充分的利用储能资源，现阶段独立储能也可不与特定对象达成购电或售电交易，而是选择参与共享交易模式进行充放电曲线申报，以价格接受者身份形成充放电价格。独立储能交易时段划分为高峰时段7:00-9:00，19:00-23:00；低谷时段10:00-16:00；其余时间为平时段。选择共享交易模式的独立储能放电出清电量电费与充电出清电量电费差额资金纳入不平衡资金。

  独立储能与发电企业可在低谷时段、平时段开展充电电力电量交易。独立储能与电力用户（售电公司）可在高峰时段开展放电电力电量交易。低谷时段交易申报价格浮动比例，在平时段交易电价的基础上下浮不低于65%；高峰时段交易价格申报浮动比例在平时段交易电价的基础上上浮不低于63%；平时段交易申报价格上限为青海省平价新能源上网基准电价，平时段申报交易价格下限为青海省平价新能源上网基准电价下浮10%。现阶段新能源发电企业可不与特定独立储能对象进行容量租赁交易，而向全省独立储能市场整体进行容量租赁。容量租赁收益统一纳入全省独立储能辅助服务费用的平衡和分摊计算。对于未按期、足额配建储能的新能源发电企业并仍未参与容量租赁交易或未达成交易结果的，自新能源电站并网之日起对其辅助服务费用分摊设置3倍惩罚系数，同时在存在弃风弃光情况时优先承担发电受限影响。独立储能参与省间辅助服务市场产生的省间交易电量，暂按照西北区域辅助服务市场规则结算。独立储能参与省内辅助服务市场的，按照青海电力辅助服务市场规则结算。独立储能中长期市场充电偏差电量费用视为用户侧偏差电量费用、放电偏差电量费用视为发电侧偏差电量费用，均纳入不平衡资金。选择参与中长期市场的独立储能按其放电电量参与不平衡资金分摊。独立储能向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

  电源侧储能可参与电能量交易、辅助服务交易。电源侧储能联合发电机组的电能量市场电费，按照广东电能量市场规则结算；电源侧储能联合发电机组参与辅助服务市场相关联的费用按照南方区域辅助服务交易规则进行结算。

  发电企业计量关口内并网的电源侧新型储能，保持与发电企业作为整体的运行模式，由对应发电企业整体参与电力市场。

  电源侧储能可参与批发商业市场中长期市场、现货市场和辅助服务市场交易等。电源侧储能原则上只利用自身发电电量充电，自身不主动从电网净下网电量；放电电量纳入该发电企业上网电量统一结算。以储能所属市场主体为结算对象，依据陕西电力市场相关结算规则及结算流程进行结算。

  电源侧储能可参与中长期市场、现货市场和辅助服务市场交易。电源侧储能原则上只利用自身发电电量充电，不从电网净下网电量；放电电量纳入该发电企业上网电量统一结算。以储能所属经营主体为结算对象，依据青海电力市场相关结算规则进行结算。电源侧储能本身不单独进行结算，以储能所属经营主体为结算对象，依据青海电力市场相关结算规则结算。

  用户侧储能可参与电能量交易、需求响应交易。用户侧储能联合电力用户的电能量市场电费，按照广东电能量市场规则结算；用户侧储能联合电力用户的需求响应电费，按照广东市场化需求响应交易规则结算。

  电力用户计量关口内并网的用户侧新型储能，保持与电力用户作为整体的运行模式，由对应电力用户整体参与电力市场。

  电压等级在10千伏及以上或装机不低于6兆瓦的用户侧储能应完成站内计量、控制等系统改造，满足电网调度监控技术条件有关要求。用户侧储能通过技术改造满足有关要求、符合独立储能市场准入条件时，可申请转换为独立储能。用户侧储能可参与批发商业市场中长期市场、现货市场、辅助服务市场交易，零售市场交易和需求响应市场等。用户侧储能原则上只将下网电量自储自用，自身不主动向电网净上网电量；充电电量纳入该电力用户用电量统一结算。以储能所属市场主体为结算对象，依据陕西电力市场、需求响应相关结算规则及结算流程进行结算。

  用户侧储能可参与中长期市场现货市场、辅助服务市场交易以及零售市场交易和需求响应市场等。用户侧储能原则上只自储自用，不向电网净上网电量；充电电量纳入该电力用户用电量统一结算。用户侧储能本身不单独进行结算，以储能所属经营主体为结算对象，依据青海电力市场相关结算规则结算。

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