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核心閱讀：新政提出，在政策機制方面，明確新型儲能獨立市場主體地位，健全新型儲能價格機制。建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場，這有可能會轉變電網對電化學儲能的態度。
4月21日，國家發展改革委、國家能源局聯合發布公告，對《國家發展改革委、國家能源局關于加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》（以下簡稱《征求意見稿》）公開征求意見。
《征求意見稿》主要針對除抽水蓄能以外的新型電儲能技術，覆蓋電源側、電網側和用戶側。其中，特別提出通過關鍵節點布局電網側儲能，提升大規模高比例新能源及大容量直流接入后系統靈活調節能力和安全穩定水平。在電網末端及偏遠地區，建設電網側儲能或風光儲電站，提高電網供電能力。
1、電網對電化學儲能態度或生變
《征求意見稿》提出，到2025年，要實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，市場環境和商業模式基本成熟，裝機規模達3000萬千瓦以上。到2030年，實現新型儲能全面市場化發展，技術創新和產業水平穩居全球前列，標準體系、市場機制、商業模式成熟健全，與電力系統各環節深度融合發展，裝機規模基本滿足新型電力系統相應需求，新型儲能成為能源領域碳達峰碳中和的關鍵支撐之一。
對此，中國能源研究會配電企業發展研究中心副秘書長吳俊宏表示，當前，電化學儲能對比抽水蓄能在成本和應用場景上存在一定優勢。之前，禁止電網側儲能納入輸配電價，是為了保證市場的透明度。現在，隨著儲能技術的進步、成本的下降以及在新型電力系統中發揮的作用，如果還禁止儲能納入輸配電價，確實有失公平。
“所以，此次《征求意見稿》提出，在政策機制方面，明確新型儲能獨立市場主體地位，健全新型儲能價格機制。建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場，這有可能會轉變電網對電化學儲能的態度。”吳俊宏表示。
一位發改委系統研究人士認為，過去并不是電網不想發展電化學儲能，而是由于政策限制，導致電網側儲能發展暫緩。電網是連接能源生產和消費的平臺，也是電力系統碳減排的核心樞紐。《征求意見稿》提出要推動電網側儲能合理化布局，從發展目標來看，將電網側儲能納入輸配電價是大勢所趨。
2、納入輸配電價細則仍需明確
對此，有專家提出，目前，電網側儲能在電網應用中主要起到電網調峰和調頻的功能。鑒于電網側電化學儲能投資小、運營周期短，相關技術方案、電池性能及造價水平處于快速變化之中，此時《征求意見稿》提出將電化學儲能重新納入輸配電價，可能會導致電價市場紊亂。
發改委系統研究人士表示，根據現行的《輸配電定價成本監審辦法》，電儲能設施的成本費用不得計入輸配電定價成本，因此電網企業直接投資的儲能站，其成本無法通過輸配電價疏導。此外，目前國內各省區均未出臺明確的電網側儲能投資回收機制。因此，在電網側儲能被納入輸配電價成本之前，亟待建立有效的投資回報機制。
上述專家認為，“《征求意見稿》提出要研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收，這其實就是將儲能電站看作電網的資產，幫助電網回收投資儲能電站的建設成本，僅是為了建立有效的投資回報，暫時還不需要擔心會擾亂價格市場。”
在吳俊宏看來，想要保障電價市場平穩，還需要后續監管和細則的發布。“既符合電力系統規劃和相關技術標準，又接受調度機構統一調度的電網側儲能，有助于減少或延緩電網輸配電設施投資，也有利于降低全社會平均用電成本。不過在國內電力市場成熟完善前，為了促進電網側儲能的健康有序發展，保障電價市場的平穩運行，電網側儲能納入輸配電價，仍需國家出臺下一步管理措施。”
3、電網側到底需要多少電化學儲能？
根據相關統計，目前全國已有十省市布局建設電網側儲能項目，總規模超1037MW/1980MWh。其中尤以江蘇熱度最高、項目最多。
電網側儲能規劃多為調整電力負荷削峰填谷、促進新能源消納為目的。就近期因電力供應缺口引發熱議的湖南、浙江來說，已布局建設多個電池儲能項目，但是在《征求意見稿》中，并未清晰的規劃出電網側需要多少電化學儲能項目。
對此，發改委系統研究人士表示，《征求意見稿》僅提出要建設3000萬千瓦的儲能項目，但并沒有給出各需求側的儲能建設配比。這就意味著對于電網來說，所需要的電化學儲能數量其實是一個模糊的概念。僅能通過“十四五”期間新建多少風光項目，給新項目配多少儲能，以及減去抽水蓄能和用戶側儲能規劃量進行計算，有可能出現電網占需求大頭或者需求量極其小的兩極情況。
吳俊宏同樣認為，現階段對于電網側需要多少電化學儲能還規劃不出來。“現在電網無法估算出對電化學儲能的需求總量，可以這么說，沒有電網側儲能，電力系統一樣可以正常健康發展，電力系統可以通過在用戶側或者發電側進行調節，并非完全依賴電網側。所以，想要知道電網需要多少儲能，就需要像當年論證特高壓一樣，先有一套設想，再去論證這一設想是否可行。”
