新型储能是建设新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的重要装备基础和关键支撑技术，也是实现“双碳”目标的重要支撑。今年6月，国家发改委、国家能源局印发《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》（以下简称《通知》），明确新型储能可作为独立储能参与电力市场，并对其“入市”后的市场、价格和运行等机制作出部署，旨在推动新型储能产业健康发展。
不到1个月，广西率先推动《通知》落地落实。广西壮族自治区发改委日前发布《推动新型储能参与电力市场和调度运用工作方案（征求意见稿）》（以下简称《工作方案》），确定了推动新型储能运用的六大任务，并提出今年底前完成市场准入等规则、规划建设并网要求、调度运行机制的建设，为新型储能参与电力市场和调度运用创造条件。
记者注意到，作为国内首个省级层面出台的方案，《工作方案》与《通知》在“市场准入”上出现了不同表述。《通知》中明确，鼓励以配建形式存在的新型储能项目，可选择转为独立储能项目，作为独立主体参与电力市场；而《工作方案》要求，新能源配建的储能和所属电源联合一起准入，多能互补一体化中储能和所属一体化项目联合一起准入。
一个是顶层“路线图”，一个是地方“施工图”，广西的操作是否意味着地方在《通知》落地过程中出现了“导向偏差”？各地新型储能“入市”还需破解哪些难题？
顶层设计剑指顽疾地方方案细化落地
储能具有多重价值，但行业发展面临盈利难的尴尬现状，“赔本赚吆喝”的企业大量存在。“以2021年的1800元/千瓦时储能系统成本计算，储能电站两充两放，充放电平均价差在0.7元/千瓦时以上，至少10年才能收回成本。”中关村储能联盟秘书长俞振华坦言，目前全国有22个省区发布了鼓励或强制新能源配储能的政策，配置比例在5%—20%之间。“但在新能源平价上网的压力下，强制按固定比例配置储能增加了新能源固定成本，且成本缺少回收途径。”
“没有弃电和调节需求，电网难以调度。”在华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华看来，新型储能的根本问题在于，成本与收益的不确定性和现有机制造成了投资环境恶化，继而导致储能设施建而不用问题频现。
为破解上述难题，国家发改委、国家能源局6月7日出台《通知》，明确新型储能可作为独立储能参与电力市场，且独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。此举被业内视为加速新型储能市场化的重要政策。
