對獨立儲能的相關支持政策占據了《通知》的主要篇幅。《通知》提出，獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。這一規定預計將明顯提升獨立儲能電站的投資收益水平。

　　充電電量不承擔輸配電價、政府性基金及附加

　　《通知》提出，加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網調峰。獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。這一規定將降低獨立儲能電站充電價格。

　　在這一規定出臺前，獨立儲能電站使用電網供應的電力充電時，其身份視同電力用戶，應支付的電價中包含上網電價、輸配電價、政府基金及附加和相應稅費。但在向電網放電時，儲能電站實際地位相當于發電機組，只能獲得發電側的上網電價和輔助服務等收益。因此儲能電站如參與電力市場，其可通過移峰填谷獲取電能量收益，但還需要負擔因用電而產生的輸配電價、政府基金及附加。

　　其他類型的儲能項目由于沒有獨立身份通常無此問題，用戶側儲能按照電力用戶的價格充電，配套建設的新能源側儲能使用棄風棄光電量充電，聯合火電調頻的儲能電站用電可計入廠用電。

　　有業內人士指出，獨立儲能除了充放電過程中的少部分損耗外，其使用的大部分電量最終都重新回到電網，再由電網輸送給終端用戶，終端用戶同樣要支付輸配電價和政府基金及附加，因此存在重復收取的問題。

　　但省級主管部門沒有權限改變這一政策。2021年，山東曾嘗試變通做法，按照充放相抵的原則，僅對儲能電站損耗電量按照工商業及其他用電單一制電價執行收取電費。2022年由于山東已進入長周期電力現貨市場結算試運行，原有政策也不再執行。

　　新規出臺后，參與山東現貨市場的獨立儲能電站將直接受益，用電成本可減少0.1元—0.2元/千瓦時。國家價格主管部門出臺政策，也為后續其他各地方制定相關扶持政策減少了障礙。

　　力推獨立儲能參與市場

　　新能源強配儲能曾一度是儲能規模增長的主力，但大量項目建成后利用率并不高。從《通知》內容來看，獨立儲能將獲得更多政策青睞。

　　《通知》對獨立儲能電站的支持內容包括：

　　加快推動獨立儲能參與中長期市場和現貨市場。根據各地實際情況，鼓勵進一步拉大電力中長期市場、現貨市場上下限價格。鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，通過技術改造滿足同等技術條件和安全標準時，可選擇轉為獨立儲能項目。

　　鼓勵獨立儲能按照輔助服務市場規則或輔助服務管理細則，提供有功平衡服務、無功平衡服務和事故應急及恢復服務等輔助服務，以及在電網發生事故時提供快速有功響應服務。

　　配建新型儲能也可以參與到電力市場中。《通知》提出，鼓勵新能源場站和配建儲能聯合參與市場，利用儲能改善新能源涉網性能，保障新能源高效消納利用。隨著市場建設逐步成熟，鼓勵探索同一儲能主體可以按照部分容量獨立、部分容量聯合兩種方式同時參與的市場模式。

　　對于新能源配建儲能轉為獨立儲能，有從業者認為技術上改造難度并不高，不過各地對于獨立儲能參與電力市場均有一定門檻，規模較小的配建儲能項目可能仍無緣電力市場。

　　在各種形式的儲能電站中，獨立儲能有望擁有最全面的獲利機會。以山東省為例，目前山東獨立儲能電站的收益包括現貨電能量市場收益、輔助服務市場收益、容量電價補償和新能源企業支付的租賃費用。

　　而強制要求新能源配建的儲能項目，主要通過消納棄風棄光電量、減少“兩個細則”考核來幫助新能源場站提高整體收益。由于沒有通暢的成本疏導機制，在過去兩年由新能源企業自擔成本。進入2022年，電芯價格走高帶動儲能系統成本上漲，配建儲能的新能源項目投資回報率進一步降低。部分企業選擇盡可能壓低儲能項目成本，也有相當多項目因成本過高而暫時擱置。《通知》允許此類項目轉為獨立儲能項目，相當于增加其獲取收益的途徑。

　　獨立儲能項目高度依賴明確的政策和電力市場交易規則來解決成本回收問題。實際上，在過去幾年，儲能已經在國家政策層面獲得獨立主體地位和獨立參與電力市場的資格。但由于電力市場主要以省為單位建設，制定具體可操作政策的任務最終都落在省級主管部門肩上。

　　因此，《通知》除了重申儲能參與市場的權利外，也敦促調度機構優化儲能調度運行機制，交易機構完善適應儲能參與交易的電力市場交易系統，各地主管部門則應盡快修訂輔助服務相關規則，加強對獨立儲能調度運行監管，保障社會化資本投資的儲能電站得到公平調度，具有同等權益和相當的利用率。各地均要根據本地新型儲能現狀和市場建設情況，制定細化工作實施方案。