电价市场化

用户侧储能的利用率，从而降低储能综合成本，并提升安全性。 另外，持续完善用户侧储能参与电力市场化交易的能力，提高储能系统的利用率。积极储备大量用户负荷数据，结合未来电力市场化建设进程和电价政策变化

国电电力公告称，2021年1-3月份，公司完成发电量882.81亿千瓦时，上网电量835.41亿千瓦时，较同期分别增加23.58%、23.85%。参与市场化交易电量450.83亿千瓦时，占上网电量的
53.96%，较同期增加8.93个百分点。平均上网电价366元/千千瓦时，较同期增加29.92元/千千瓦时。其中： 1.火电企业累计完成发电量768.30亿千瓦时，同比增加27.99%，上网电量

文件仅指出了保障性并网项目由各省级能源主管部门通过竞争性配置统一组织。由此也可以看到，国家能源局充分考虑到各省新能源发展水平的差异，未来电价仍将是竞争配置的重要规则，但各省主管部门可以根据地区发展水平
的不同制定符合当地实际情况的具体规则。 第三，建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制。根据文件，市场化并网与保障性并网享有同样的并网保障权利，但市场化并网规模需要配套新增的抽水蓄能、储热型

、调峰调频等的标准要求。在发展新能源的压力下，要求强配储能也是不得不为之的策略。 从国家层面上，未来光伏、风电的发展规模即将被分为两类：保障性消纳规模和市场化规模，前者通过非水可再生能源最低消纳权重
来要求电网保障，后者则要求电力开发投资企业通过自行落实并网条件(如配套新增抽水蓄能、电化学储能、火电调峰等)来落实。 从管理规则来看，保障性规模并不要求强制配套储能，未来主要还将通过电价竞争来获得

的增加而逐渐凸显：具有间歇性的新能源装机的增长，无法实现可调容量的增长，遇到负荷高点但新能源又集体失灵时，将造成电力短缺。 尽管全国多地正在执行峰谷电价，但储能的容量价值也不容忽视。在电力交易市场化
，即到2025年实现新型储能(抽水蓄能以外的电化学储能及其它储能项目)从商业化初期向规模化发展转变，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦(30GW)以上;到2030年实现新型储能全面市场化

电力交易市场化的大背景下，火电、水电、气电、储能的巨大调节能力，使得容量价值的稀缺性得到凸显，目前的价格机制还无法疏导。因此，《储能意见稿》提出建立电网侧独立储能电站容量电价机制，肯定了储能的容量价值
新型储能全面市场化发展，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。新型储能成为碳达峰、碳中和的关键支撑之一。 根据中国化学与物理电源行业

瓦以上。到 2030 年，实现新型储能全面市场化发展。 文件表示，大力推进电源侧储能项目建设，积极推动电网侧储能合理化布局。通过关键节点布局电网侧储能，提升大规模高比例新能源及大容量直流接入后系统灵活
新型储能价格机制。建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场;研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。健全

逐年提高，到2025年达到16.5%左右。 第二，参加保障性并网规模的主体更加公平。初稿曾提出，纳入保障性并网规模的项目由各省级能源主管部门以项目上网电价或同一业主在运补贴项目减补金额等为标准开展
市场化并网工作应由省级能源主管部门组织，不得下放地方。而公开稿删除了这一表述，但增加各省级能源主管部门要优化营商环境，规范开发建设秩序，不得将配套产业作为项目开发建设的门槛。这是一个至关重要的表态