A4：新闻
□ 本报记者 王薛淄
随着我国新型储能累计装机规模在“十四五”期间突破73.8GW，首次超越传统抽水蓄能，这一战略性产业正站在规模化发展与市场化转型的关键节点。然而，在快速扩张的背后，行业普遍面临“建而难用”的困境——储能电站平均利用率不足、投资回报周期漫长，价值释放与规模增长尚未形成良性循环。
与抽水蓄能的支持政策相比，新型储能产业现行机制仍存在多重掣肘。如电价浮动空间受限导致市场信号失真，辅助服务费用仍作为“成本项”在电源侧零和博弈，新型储能容量电价实施细则缺位，加之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，使得储能难以充分发挥灵活调节优势。
针对这一困局，在今年全国两会期间，全国政协委员、宁德时代董事长曾毓群提出了关于进一步提升新型储能市场化运用的建议。一方面，完善新型储能市场参与机制，主要包括电价机制、成本疏导机制和容量补偿机制。具体措施包括：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；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；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。另一方面，建立新型储能定期安全检查制度。建议借鉴电力行业定期检修机制，制定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。
值得关注的是，该建议在政策衔接设计上体现出“平稳过渡”与“长效发展”的双重考量。过渡期内，新型储能容量电价将参照抽水蓄能及煤电政策，实现灵活性资源的“同工同酬”；待市场机制成熟后，逐步转向市场化容量定价模式。曾毓群强调，为实现政策落地，需进一步完善储能的市场参与和保障机制，提升新型储能的市场化运用水平，加快推动储能产业向高质量发展转型。