储能（885921）产业发展再迎政策利好。国家发展改革委日前发布《电力现货市场基本规则(公开征求意见稿)》(以下简称《征求意见稿》)。《征求意见稿》提出，支持新能源（850101）与场站内配套储能（885921）作为联合报价主体参与电力现货市场申报、出清、调用、结算和考核等。
对此，内蒙古清洁能源（850101）产业协会会长张楠在接受《证券日报》记者采访时表示，《关于深化新能源（850101）上网电价市场化改革促进新能源（850101）高质量发展的通知》(以下简称“136号文”)取消强制配储、《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(以下简称“114号文”)为独立储能（885921）确立容量电价，上述联合报价机制补上了现货变现这一环，“电能量+容量+辅助服务”三重收益框架，轮廓骤然清晰。
在强制配储阶段，储能（885921）是新能源（850101）项目核准并网的前置条件，但却缺乏市场化收益出口。“对新能源（850101）投资方而言，储能（885921）是满足准入要求的成本项，部分投资方只追求低成本达标，不重视储能（885921）性能与实际运行价值，出现了‘为并网而建、建而不用’的问题。”中国科学院工程热物理研究所所长、中关村储能（885921）产业技术联盟理事长陈海生对《证券日报》记者表示。
136号文将配储从并网前置条件中剥离，把储能（885921）推向独立市场主体；114号文首次从国家层面明确新型储能（885921）的容量价值，为电网侧独立储能（885921）提供基础保底收益。而此次《征求意见稿》提出的联合报价机制，则把新能源（850101）场站内的配储也拉进了现货市场的收益通道。
在张楠看来，136号文、114号文与此次联合报价机制三者叠加后，储能（885921）收益结构正从单一政策补偿转向多渠道叠加。
政策路径清晰，但从“可以联合报价”到“能够稳定赚钱”，张楠认为，在实际执行过程中还有不少需要明确的细节，例如，储能（885921）容量如何折算、充放电损耗如何分摊、考核责任如何划分等。
新规则出台只是第一步，能不能让联合报价机制在各地走稳，取决于配套细则能否把收益算清、把风险设防。从更长时间维度看，这恰恰是储能（885921）从规模扩张转向高质量发展的必经一步。
“联合报价把‘发电’和‘储能（885921）’两个变量绑在一起，企业需具备三方面能力：精准功率预测、现货报价策略、偏差管理。”张楠表示，中小场站缺专业交易和预测人才，建议其通过虚拟电厂（886004）、负荷聚合商或者售电公司代理参与，或者委托专业交易服务商。
陈海生表示，“十五五”期间，新型储能（885921）行业将从高速发展进入到高质量发展阶段。企业层面应由以规模扩张为主转向以技术迭代与精细化运营为主；机制层面应加快电力现货市场化改革、健全储能（885921）价格机制、优化成本传导机制等。
