中国储能网讯：“相较国外，我国储能市场参与机制尚不完善，储能电站面临调用少、利用率低、回报周期长等问题，储能价值难以充分发挥。”全国政协委员、宁德时代董事长曾毓群表示。

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。2025年初，国家有关部门提出新能源发电全面市场化，并且不得将配置储能作为新建新能源项目的前置条件。

“行业普遍预期政策导向有助于新型储能产业高质量发展。”曾毓群表示，为实现政策落地，可以进一步完善储能市场参与机制和保障机制，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。

新型储能市场机制尚未形成

制约高水平运用

“十四五”期间，我国新型储能产业实现规模化发展。公开数据显示，全国已建成投运的新型储能装机累计达73.8GW，约为“十三五”末期的20倍，超过抽水蓄能的装机规模。

同时，储能允许以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。

曾毓群认为，相比抽水蓄能的支持政策，充分发挥新型储能价值、实现新型储能高水平运用的市场机制尚未形成，并且国内新型储能面临调用少、利用率低、回报周期长等问题。

此前，《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》相继发布。近两年，国内储能电站的平均利用率有所提升。

曾毓群表示，国内储能市场机制仍存在多个具体问题，制约了新型储能的高水平运用。

具体来看，电能量市场的电价浮动区间较窄，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。

完善新型储能市场参与机制和保障机制

曾毓群表示，提升我国新型储能的市场化运用水平，需要进一步完善新型储能的市场参与机制和保障机制。

具体来看，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。

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。曾毓群认为，基于现行电价机制，可以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的供求关系。

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。

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。曾毓群称，可以在短期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。

对于建立新型储能定期安全检查制度，曾毓群认为可以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。

具体来看，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。

曾毓群表示，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。‍‍