国内新型储能实现规模化发展

储能市场参与机制有待完善

新型储能是支撑我国新型电力系统的关键技术和基础装备，也是国际能源竞争的战略新领域。

“十四五”期间，我国新型储能产业蓬勃发展，并网和投运规模、技术和成本等关键指标全球领先，截至2024年底，新型储能累计装机首次超过抽水蓄能，实现规模化发展。

根据国家能源局数据统计，全国已建成投运新型储能累计装机达73.8GW，约为“十三五”末的20倍，已经超过抽水蓄能装机规模。

今年2月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。这标志着新能源上网电价告别政府定价时代，将全面由市场形成，推动电力市场迈入了一个全新的发展阶段，我国以市场化方式建设新型电力系统迈出关键一步。

有市场需求，有政策支持，但相较国外，我国储能的市场参与机制有待完善。

在曾毓群看来，储能市场机制仍存在一些具体问题，制约了储能的高水平运用，比如电能量市场电价浮动区间较窄，无法真实反映市场需求；辅助服务费用分摊机制尚未打通，仍作为“成本项”在电源侧零和博弈；新型储能容量电价实施细则尚未出台，项目补偿难以落实；部分储能并网运行后出现不同程度的寿命跳水、容量打折等质量和安全问题，严重影响调度运用。

建议进一步提升新型储能市场化运用

“提升新型储能市场化运用水平，亟须国家进一步完善储能的市场参与机制和保障机制。”曾毓群表示，建议从“完善新型储能市场参与机制”“建立新型储能定期安全检查制度”两方面提升。

曾毓群阐释，完善储能的市场参与机制，主要包括电价机制、成本疏导机制和容量补偿机制，具体包括以下三方面：

一是拉大峰谷价差，为储能等灵活性调节资源创造合理的盈利空间。基于现行的电价机制，扩大电能量市场交易电价的浮动范围，让电价有效反映时点电能量供求关系。

二是丰富适合新型储能的辅助服务交易品种，并推动辅助服务费用向电力用户侧分摊，让储能成本得以合理疏导。增加爬坡、系统惯量等充分发挥新型储能技术特点的服务品种，为电力系统安全稳定运行提供所需调节能力。同时，电力辅助服务作为一种公共产品，应遵循“谁受益、谁承担”的原则，推动所有受益主体共同分摊。

三是完善容量补偿机制，加快出台新型储能容量电价核定规范和实施细则。短期内参照抽水蓄能和煤电，完善新型储能的容量电价机制，实现“同工同酬”，破除灵活性资源之间的不公平竞争；长期则适时向容量市场过渡，通过市场定价机制有效反映充裕性稀缺程度。

此外，曾毓群认为，国家应尽快建立新型储能安全保障机制，建议借鉴电力行业定期检修机制，建立适用新型储能的定期安全检查制度。参照《发电企业设备检修导则》，形成电化学储能电站的具体检测方案，明确储能系统及关键零部件的检测条件、方法和周期等。定检机制将及时剔除“带病”储能，确保储能电站在全生命周期内安全可靠，为储能产业实现高水平运用、转向高质量发展保驾护航。

责编:陶纪燕 | 审校:陈筱娟 | 审核:李震 | 监审:万军伟