全国政协委员、宁德时代董事长曾毓群。受访者供图
“新型储能”又一次出现在政府工作报告中。
继2024年“发展新型储能”首次写入政府工作报告，2025年政府工作报告再次指出：“新培育一批国家级先进制造业集群，商业航天、北斗应用、新型储能等新兴产业快速发展。”
作为新型电力系统的重要组成部分，储能技术发挥重要支撑、调节作用，而新型储能一般指的是除抽水蓄能以外的其它各类储能形式。
2025年2月，国家发展改革委等部门发文提出新能源发电全面市场化，且不得将配置储能作为新建新能源项目的前置条件。政策松绑后，储能行业站在市场化的十字路口。
全国政协委员、宁德时代董事长曾毓群认为，相较国外，我国储能的市场参与机制尚不完善，储能价值难以充分发挥。“建议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。”
储能市场机制尚未形成
根据CNESA DataLink全球储能数据库的数据，截至2024年底，新型储能累计装机首次超过抽水蓄能。不过，储能市场机制仍存在明显短板。
曾毓群发现，储能允许作为独立主体参与各类电力市场，电能量市场、辅助服务市场持续改革，现货市场试点省份陆续转入正式运行，电网侧独立储能容量电价写入政策，但是与抽水蓄能的支持政策相比，充分发挥新型储能价值、实现储能高水平运用的市场机制尚未形成。
曾毓群认为，虽然国家先后出台了《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》《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，近两年储能电站平均利用率有所提升，但储能市场机制仍存在问题，制约了储能的高水平运用。
“一是电能量市场电价浮动区间较窄，无法真实反映市场需求。二是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。三是新型储能容量电价实施细则尚未出台，项目补偿难以落实。四是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。”曾毓群向南方周末记者表示。
完善三大机制
曾毓群认为，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。
目前，储能的盈利模式主要依赖于低谷充电、高峰放电的价差收益。然而，现行的电能量市场价格浮动范围较窄，限制了储能通过价差套利获取合理收益。
曾毓群认为，首先需要拉大峰谷价差，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。
其次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。
由于储能项目投资成本高、回收周期长，稳定的容量补偿机制能够增强投资者信心。曾毓群建议完善容量补偿机制，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。
值得注意的是，储能电站的安全性和稳定性问题也逐渐凸显。部分已并网运行的储能项目出现了寿命衰减、容量下降等问题，影响了系统的调度能力。这些问题不仅影响了储能行业的健康发展，也对电力系统的稳定性带来了潜在风险。
曾毓群建议，国家应尽快建立新型储能安全保障机制。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。