国网能源研究院近日发布的《基于典型场景的新型储能适用技术及运营机制》认为，储能作为一类特殊电源，很难像常规电源那样主要通过参与电能量市场实现商业化运营。辅助服务市场机制、容量市场机制等反映灵活资源价值的市场机制，对于新型储能成功实现商业化运营尤为重要。推动新型储能进入电力市场，应建立适应电力市场建设和产业发展需要的容量电价补偿调整机制。这样既可避免储能电站出现“重配建轻利用”的情况，也可鼓励剩余容量进入市场，逐步实现储能主要通过参与市场回收成本并获得收益，形成由政府定价到市场竞价的有效通道。

受访的业内人士普遍认为，地方政策在设计新型储能市场化机制时，既要遵循电力市场的一般原则，也要考虑储能在电方系统中不同于常规电源的功能特性，确保市场机制的设计能够为新型储能项目获得合理收益创造条件，促进新型储能技术的研发和推广。

●推动储能进入多类电力市场

目前，我国电力现货市场尚处试点建设期，电力辅助服务市场机制不健全，容量市场也未建立，完全依靠市场回收成本难度很大。“从全球范围来看，储能电站多通过参与能量市场和辅助服务市场获取收益，但仍不能覆盖其全部成本，还需要与电力运营商签订中长期合同，参与容量市场或容量拍卖等获取稳定收入。通过进入多类市场，提供多重服务是解决储能投资回报问题的有效路径。”国网能源研究院新能源所高级工程师时智勇表示。

“在现行电力市场和输配电价机制下，新型储能仅能参与能量市场和辅助服务市场获益，其高效消纳新能源发电、延缓输配电投资、提高系统安全稳定、为电网提供灵活控制资源的潜在价值没有得到相应回报。”刘勇认为，应从储能的功能出发，打破资产属性限制，只要接受统一调度、发挥全局性系统性作用的储能都应纳入电网侧储能范畴，形成开放竞争的储能市场，开展商业运营及调度管理，以激励更多储能装置发挥系统效益。

“新型储能电站单体容量小、布局分散，给调度运行和交易组织带来诸多挑战。”时智勇对《中国能源报》记者表示，现阶段，技术创新与效率提升是降低储能成本的主要发展思路，对具有发展前景的大容量长时新型储能项目，应设定容量规模、技术路线、应用场景，通过竞争性招标方式开展项目建设，给予电价或容量补偿的长效政策支持。在调度交易方面，应优先调度、优先出清。同时，积极推动储能容量市场化交易，促进容量租赁市场有序健康发展，弥补储能参与电能量市场和辅助服务市场盈利能力不足问题。未来可推动储能参与多类电力市场，通过现货市场、辅助服务市场和容量市场等市场化方式疏导储能成本。