儲能具有多重價值，但行業發展面臨盈利難的尷尬現狀，“賠本賺吆喝”的企業大量存在。“以2021年的1800元/千瓦時儲能系統成本計算，儲能電站兩充兩放，充放電平均價差在0.7元/千瓦時以上，至少10年才能收回成本。”中關村儲能聯盟秘書長俞振華坦言，目前全國有22個省區發布了鼓勵或強制新能源配儲能的政策，配置比例在5%—20%之間。“但在新能源平價上網的壓力下，強制按固定比例配置儲能增加了新能源固定成本，且成本缺少回收途徑。”

“沒有棄電和調節需求，電網難以調度。”在華北電力大學電氣與電子工程學院副教授鄭華看來，新型儲能的根本問題在于，成本與收益的不確定性和現有機制造成了投資環境惡化，繼而導致儲能設施建而不用問題頻現。

為破解上述難題，國家發改委、國家能源局6月7日出臺《通知》，明確新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場，且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。此舉被業內視為加速新型儲能市場化的重要政策。

“廣西的《工作方案》進一步明確了《通知》中未明確的用戶側儲能是否獨立的問題，即用戶側儲能可以具有獨立身份并參與電力市場交易。”鄭華說。

中關村儲能產業技術聯盟副秘書長李臻向記者表示，《工作方案》的亮點在于確定了推動新型儲能運用的具體任務，明確了任務牽頭方，以及推進計劃和時間節點。“這是頂層設計的具體細化，對廣西新型儲能應用具有指導意義。”

以獨立主體身份直接參與電力市場和調度運用的意義是什么？

記者了解到，配建形式的新型儲能轉為獨立儲能的意愿較為強烈。“獨立儲能可以解決當前存量新型儲能不具備獨立市場主體身份帶來的結算難、利用率偏低等問題。”廈門科華數能科技市場總監陳超稱。

但作為首個地方文件，廣西的《工作方案》表述有所出入：獨立儲能（電網側、用戶側）可直接予以準入，執行儲能參與市場化交易的有關政策。新能源配建的儲能和所屬電源項目聯合一起準入，執行新能源參與市場化交易的有關政策。風光水火儲多能互補一體化項目中儲能和所屬一體化項目聯合一起準入。“這意味著，未來廣西境內的一體化項目、新能源電站中的儲能不具有獨立參與電力市場的可能。”鄭華指出，可轉為獨立儲能項目主要涉及源側和荷側的非獨立新型儲能企業，如新能源+儲能、火電+儲能等，但執行層面難度很大。

鄭華解釋，新能源和一體化項目中的新型儲能其實在備案階段就已明確價值作用范圍，并享受了對應的便利，明確了成本收益機制。“由于場景多樣化，所涉及問題并非簡單的模式轉換，而是對市場運營與調控運行體系的‘變革’，涉及土地費用、送出線路費、事故責任主體、并網性能權責、對外調控運行模式等問題，復雜度可想而知。聯合準入機制是恰當的，也符合當前實際情況。”

“目前無法簡單評價哪種模式更優，獨立儲能或聯合一體參與電力市場要結合應用環境具體分析。簡單轉化，若接入計量、市場銜接不當，會造成混亂。”李臻認為，國家頂層設計是宏觀指導，提供了多種可能性，具體到地方一定要因地制宜。

儲能成本疏導，最終應通過電力市場。“新型儲能參與電力市場是必由之路，是新型電力系統發展的根本需求所決定的，《通知》和《工作方案》只是一系列政策的組成部分，是向正確方向推進的堅實一步。”鄭華指出，要讓新型儲能回歸市場，用“市場的手”解決需求不平衡、供需不匹配、成本收益不清晰等問題，政府就要建立有效、公平、公正、開放的市場機制與體系，通過自由交易，憑本事獲得價格。

“如果沒有需求和應用場景，儲能就會成為沉沒資產。”李臻表示，此前新型儲能在電力市場中的身份定位不夠清晰，主要參與調峰、調頻等輔助服務市場，參與中長期交易、現貨交易等市場的準入標準、交易、結算等細則并不明確。隨著政策進一步放開，明確新型儲能可作為獨立主體參與電力市場，在制度設計上，要充分考慮新型儲能調節性能高、響應速度快等優勢，充分發揮其在能量和容量方面的價值；另一方面，要建立科學的調運機制，并加強監管，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。

業內專家提醒，新型儲能是新型電力系統的重要組成部分，但不是全部，需要統籌新型儲能與其他電源或市場主體的協調發展關系，不能將其價值和作用擴大化，更不能“神化”，何況其自身尚存在諸多待解決的問題。

“此外，新型儲能參與電力市場不僅是價格機制問題，還涉及電能量市場、電力輔助服務市場的準入機制、電價機制、交易機制及其不同市場間的銜接機制，以及市場主體的影響、收益模式等核心問題，要有一整套滿足我國新型電力系統需求的新型儲能參與電力市場的相關策略、配套措施及其銜接機制的體系與機制建設。” 鄭華指出，需要深入研究、逐步示范應用，即不可“一刀切”，亦不能拖而不決，要充分發揮創新能力。