“双碳”目标提出以来,储能装机规模实现了翻天覆地的增长。在2022年和2023年连续两年实现超200%的高速发展之后,2024年储能装机又实现了130%的增长。截至2024年底,中国新型储能装机已经突破7300万千瓦。

当青海戈壁的风电通过共享储能点亮千里之外的上海外滩,当广东的虚拟电厂在酷暑中为城市带来清凉,此时的新型储能不再局限于一个技术名词,而是化身为绿色转型的推进器、能源安全的压舱石。

今年年初,随着强配储能的落幕,新型储能也迎来了新变局。进入2025年,如何进一步调动企业的积极性,推动新型储能高质量发展成为当务之急。

笔者认为,下一步的政策应聚焦于两大方向,一是进一步赋予和明确储能的独立市场地位,二是出台新型储能容量电价机制。

首先,赋予和明确储能的独立市场地位,特别是在价格机制上提供确定性的收益保障。此前,由于参与电力市场的准入规则、结算方式等具体细则不清晰,各地对储能并网的调频、容量配置等技术要求差异大。加之电网企业掌握着储能调用的主导权,更倾向于使用自己的抽水蓄能,独立储能的应用空间受到严重挤压。

下一步,应进一步明确新型储能的市场定位,使其作为独立储能参与电力市场,同时建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制,提升新型储能的利用水平,使其能在价格机制上获得确定性的收益保障。通过建立容量租赁、碳积分交易、辅助服务等多维收益体系,让储能电站从成本中心变为利润中心。

其次,建议在发电侧为新型储能设立容量电价。实际上,煤电和抽水蓄能已获得了容量电价,新型储能对此同样抱有期待。需要注意的是,容量电价的前提是有足够大的“容量”——功率一般要在吉瓦以上,蓄能时间达到8小时以上。尽管工商业储能还起不到类似的作用,但是源网侧的大型储能可以提供容量服务,解决电力系统调峰、调频、短路比不足、分布式光伏过电压等问题,建议未来能给予相应支持。

总之,从规模优先到以质取胜,从政策驱动到市场引领,这场蜕变注定伴随阵痛,但也孕育着新生。强配储能政策叫停后,行业短期阵痛难免,但从长期来看,随着电力机制改革的深入,市场将加速出清低效产能,倒逼企业转向技术驱动和价值创造。独立储能将可以通过现货套利、容量租赁、容量电价补偿获得多重收益。届时,储能不仅会“建起来”,还会真真切切地“用起来”。