新型储能的独立主体地位认证工作获得实质性推进。
12日晚，北京市电力交易中心发布《新型储能主体注册规范指引（试行）》公告（下称《指引》）。这是交易机构首次从实施层面统一明确将新型储能作为独立于发电企业、售电公司和用户的注册类型，并且规范了详细的注册程序与所需信息、资料。
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华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利对第一财经记者表示，此举为推进新型储能作为独立主体进入电力市场打通了“最后一公里”的道路，对于保障新型储能的持续、稳定的合理收益具有重要意义。
什么是新型储能主体
根据《指引》，可注册的新型储能主体是指，利用除抽水蓄能外的物理储能、电化学储能、电磁储能、相变储能和其它新兴储能技术，具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和《指引》要求，具有法人资格的独立储能主体。
《指引》规定，如果配建储能项目满足及政府有关规定，可在转为独立储能后，以独立储能的身份进行注册。如果配建储能项目无法转为独立储能，则与所属市场主体视为一体，不单独履行注册手续。市场主体的发电特性、用电特性因其配建储能发生变化时，需由所属市场主体在电力交易平台履行注册信息变更手续。
据中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，截至2021年底，中国已投运的新型储能项目的累计装机规模为5.7GW，新增装机为2.4GW，同比增长54%，其中以电源侧的新增装机最多达到1GW，其次为电网侧的新增装机达到854MW。
“十四五”时期，国家能源局在《推进新型储能发展的指导意见》中提出了不低于30GW的发展目标，并表示要实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。尽管前景广阔，但新型储能电站如何通过市场获得合理收益，一直是困扰新型储能发展的主要问题。
目前主流应用场景中的新型储能，主要是通过定向服务于绑定的新能源或传统电源，借助新型储能的灵活性来提升新能源或传统电源某方面的并网指标，以此获得相应的收益或考核减免费用分成。然而，大量的新型储能由于没有合理规划、合理调用而处于“被闲置”的状态，甚至出现“劣币驱逐良币”的现象。同时，还存在业主方找理由推迟甚至违约扣减应支付给第三方投资的新型储能应得收益，造成“结算难”的问题。
“当明确新型储能独立地位以后，它就可以摆脱新能源或者传统电源的绑定限制，自由广泛地参与电力市场，充分展现其在电源侧、电网侧和负荷侧等多重应用场景中的灵活度。新的商业模式也就有了诞生的土壤，不会为商业模式单一而掣肘。”王永利说。
今年6月，国家发展改革委、国家能源局发布《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》，被业界认为目前新型储能参与市场和调度运行最重磅的文件之一。
其中，首次对独立储能作出官方定义：具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。
《指引》有关独立储能的准入要求与其表述基本保持一致。
鼓励新型储能自主选择参与电力市场
通知还提到，要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。
中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻此前在接受第一财经采访时表示，作为电力系统中的新成员，新型储能参与市场的最关键问题，就是其作用价值如何获取收益，收益如何通过合理渠道进行分摊。通过完善电价机制，独立储能将通过参与辅助服务市场获得相应补偿、通过现货市场获得电能量收益，其容量价值将可通过容量电价获得稳定收益，这将保障独立储能电站的合理收益，真正释放市场空间。
11月25日，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》，面向社会公开征求意见。该征求意见稿提出近期建设任务包括，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。
华鑫证券研报11月下旬发布的研报称，目前，山东、广西、浙江、四川成都等省市的独立储能示范项目已经出炉，目前9省（自治区）发布了共计10批次204个储能示范项目，总规模达19.1GW/48.4GWh。由于试点省份的现货市场套利给储能电站提供了一条盈利路径，因此，以山东为代表的试点省份的独立储能示范项目已能够实现收入和成本基本持平，独立储能项目发展较其他省份更快。
该研报认为，装机规模方面，现货市场全面推广在即，独立储能有望从试点省份示范项目走向全国范围蓬勃发展。盈利能力方面，现行最优的储能收益模式为山东的“现货市场峰谷价差套利+辅助服务收益+容量补偿收益+容量租赁收益”模式，电力现货新政可在多方面利好储能盈利提升，储能经济性改善确定性进一步增强。与此同时，随着电力市场机制建立健全，储能集成和运营的重要性及要求也会逐步提升。
