中國儲能網訊： 國家發展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》提出，“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件”。這標志著新能源“強制配儲”時代落下帷幕。自此，儲能發展將由“政策驅動”向“市場驅動”轉變。未來，儲能如何通過市場化方式支撐新型電力系統建設成為了行業關注的焦點。
隨著新能源全面參與電力市場交易，其出力固有的強波動性和時空反調峰特性為儲能創造了套利空間。在現貨市場逐步完善的背景下，儲能系統可以通過在低價時段充電、在高價時段放電的策略獲取可觀收益。
與此同時，未來在現貨市場限價適當放寬后，輔助服務價格機制將更加靈活，這也為儲能提供了額外的收益渠道。有業內機構分析，未來幾年我國電力輔助服務市場規模有望突破千億元，其中儲能將占據重要份額。
此外，國家政策鼓勵新能源發電企業與電力用戶簽訂多年期購電協議，這種長期合約模式可與儲能容量租賃相結合，為儲能帶來了長期穩定的收益預期。
盡管電力市場化改革為儲能行業帶來了諸多機遇，但目前仍有幾方面因素制約著儲能規模化發展。
一方面，技術經濟性不足是儲能行業當前最為突出的瓶頸。近年來鋰電等儲能技術成本已顯著下降，但相較于其提供的系統價值，初始投資成本仍然偏高，多數儲能項目投資回收周期超過8年，在電價波動幅度平緩的地區，儲能套利空間有限，市場主體投資意愿不足。
另一方面，市場機制不完善仍影響儲能價值實現。我國電力現貨市場建設仍處于初級階段，目前僅有山西、廣東、山東、甘肅、蒙西5地電力現貨市場轉入正式運行，市場發育不均衡導致儲能無法在全國范圍內公平參與市場競爭和價值變現；同時有些地區輔助服務市場品種設計、價格形成和費用分攤機制尚不健全，儲能提供的調頻、備用等服務未能得到充分補償。
還需注意的是，政策執行層面的不確定性仍可能給行業發展帶來困擾。雖然國家層面明確禁止將配儲作為新能源項目前置條件，但各地在執行過程中仍可能存在變相要求或地方保護。另外，差價結算機制的具體實施細則由省一級制定，各省政策或存在明顯差異，這種政策碎片化現象提高了企業的合規成本，增加了儲能項目跨區域運營的復雜度。
我國電力市場化改革正大步向前邁進，要在市場化浪潮下實現儲能行業高質量發展，需構建系統性的政策支持體系。
完善電力市場設計是釋放儲能價值的首要任務。應加快推進全國統一電力市場建設，特別要完善現貨市場、容量市場和輔助服務市場的協同運作機制。具體而言，應縮短中長期交易周期，提高交易頻次，為儲能參與市場創造更多機會；優化設計各地輔助服務品種和價格機制，確保儲能提供的各項服務得到合理補償；考慮儲能的快速響應特性，探索建立基于性能的補償機制，激勵優質調節資源投入。
優化價格結算機制對儲能發展同樣關鍵。我國現有的差價結算機制主要針對新能源發電企業，未來可考慮將儲能納入類似的風險對沖機制。比如，可允許儲能運營商與電網企業簽訂保障性容量合約，獲取穩定的容量收益，同時通過市場化交易獲取能量收益。還應進一步完善峰谷電價機制，擴大峰谷價差，并建立動態調整機制，使價格信號真實反映電力系統的供需狀況和調節需求。
加強財政金融支持對降低儲能投資門檻具有立竿見影的效果。建議延續儲能專項補貼政策，重點支持關鍵技術研發和示范項目建設。在金融方面，可開發適合儲能項目的綠色信貸產品，降低融資成本；探索建立儲能資產證券化機制，提升資產流動性；推動保險機構開發專屬產品，降低儲能技術路線選擇風險和運營風險。對于用戶側儲能，可考慮給予稅收減免或投資抵免等激勵，提高工商業用戶投資積極性。