中国储能网讯：  国家发展改革委、国家能源局《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》提出，“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。这标志着新能源“强制配储”时代落下帷幕。自此，储能发展将由“政策驱动”向“市场驱动”转变。未来，储能如何通过市场化方式支撑新型电力系统建设成为了行业关注的焦点。

随着新能源全面参与电力市场交易，其出力固有的强波动性和时空反调峰特性为储能创造了套利空间。在现货市场逐步完善的背景下，储能系统可以通过在低价时段充电、在高价时段放电的策略获取可观收益。

与此同时，未来在现货市场限价适当放宽后，辅助服务价格机制将更加灵活，这也为储能提供了额外的收益渠道。有业内机构分析，未来几年我国电力辅助服务市场规模有望突破千亿元，其中储能将占据重要份额。

此外，国家政策鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，这种长期合约模式可与储能容量租赁相结合，为储能带来了长期稳定的收益预期。

尽管电力市场化改革为储能行业带来了诸多机遇，但目前仍有几方面因素制约着储能规模化发展。

一方面，技术经济性不足是储能行业当前最为突出的瓶颈。近年来锂电等储能技术成本已显著下降，但相较于其提供的系统价值，初始投资成本仍然偏高，多数储能项目投资回收周期超过8年，在电价波动幅度平缓的地区，储能套利空间有限，市场主体投资意愿不足。

另一方面，市场机制不完善仍影响储能价值实现。我国电力现货市场建设仍处于初级阶段，目前仅有山西、广东、山东、甘肃、蒙西5地电力现货市场转入正式运行，市场发育不均衡导致储能无法在全国范围内公平参与市场竞争和价值变现；同时有些地区辅助服务市场品种设计、价格形成和费用分摊机制尚不健全，储能提供的调频、备用等服务未能得到充分补偿。

还需注意的是，政策执行层面的不确定性仍可能给行业发展带来困扰。虽然国家层面明确禁止将配储作为新能源项目前置条件，但各地在执行过程中仍可能存在变相要求或地方保护。另外，差价结算机制的具体实施细则由省一级制定，各省政策或存在明显差异，这种政策碎片化现象提高了企业的合规成本，增加了储能项目跨区域运营的复杂度。

我国电力市场化改革正大步向前迈进，要在市场化浪潮下实现储能行业高质量发展，需构建系统性的政策支持体系。

完善电力市场设计是释放储能价值的首要任务。应加快推进全国统一电力市场建设，特别要完善现货市场、容量市场和辅助服务市场的协同运作机制。具体而言，应缩短中长期交易周期，提高交易频次，为储能参与市场创造更多机会；优化设计各地辅助服务品种和价格机制，确保储能提供的各项服务得到合理补偿；考虑储能的快速响应特性，探索建立基于性能的补偿机制，激励优质调节资源投入。

优化价格结算机制对储能发展同样关键。我国现有的差价结算机制主要针对新能源发电企业，未来可考虑将储能纳入类似的风险对冲机制。比如，可允许储能运营商与电网企业签订保障性容量合约，获取稳定的容量收益，同时通过市场化交易获取能量收益。还应进一步完善峰谷电价机制，扩大峰谷价差，并建立动态调整机制，使价格信号真实反映电力系统的供需状况和调节需求。

加强财政金融支持对降低储能投资门槛具有立竿见影的效果。建议延续储能专项补贴政策，重点支持关键技术研发和示范项目建设。在金融方面，可开发适合储能项目的绿色信贷产品，降低融资成本；探索建立储能资产证券化机制，提升资产流动性；推动保险机构开发专属产品，降低储能技术路线选择风险和运营风险。对于用户侧储能，可考虑给予税收减免或投资抵免等激励，提高工商业用户投资积极性。