“应因地制宜发展新能源配储能，要以市场化方式引导各类主体投资建设，鼓励新能源基地集中配置储能，积极发展共享储能、电网侧储能、用户侧储能。”中国华能集团有限公司党组书记、董事长温枢刚指出。

“对企业探索共享储能商业模式给予适当政策倾斜。”针对新型储能商业模式困境，宋海良建议，要加大力度支持企业探索新型储能在支撑新能源基地规模化外送、缓解电力供应压力、提升新能源就地消纳能力等应用场景中的一体化解决方案，深度挖掘新型储能融合协同价值。做好储能参与各类市场的统筹设计，实现有效衔接，引导独立储能运营商形成多元化的成本疏导和盈利途径。

记者了解到，目前在工商业电价差较大的地区，用户侧储能已初步具备盈利能力，而其他地区应用场景因缺乏有效的商业模式和市场机制，大规模投资建设驱动力不足。

降本增收亟待完善体制机制

如何进行新型储能成本疏导？如何建立健全新型储能参与电力市场机制？

正泰集团股份有限公司董事长南存辉认为，应合理界定输配电服务对应的储能成本，并将其纳入输配电定价成本构成范围，推动发电侧储能的运行和价格政策制定。

宋海良也表示，应探索建立新型储能容量补偿机制和容量市场，合理体现储能设施的装机经济效益。推动现货市场逐步放开市场价格上限约束，允许储能等高成本灵活性资源通过短时高电价盈利，明确电储能辅助服务市场准入。鼓励各地积极探索创新各种类型的新型储能价格机制，在条件成熟时先行先试，加快推动储能产业形成稳定合理的收益空间。

“建议参照抽水蓄能电站政策，出台新型储能价格形成机制和容量电价核定办法。”张帆表示。

基于储能对风光电力的回收作用，张帆建议将储能发出的电力认定为“绿电”，可作为主体参与碳汇市场，进一步发挥储能多重作用，弥补储能盈利能力的不足。

“建议国家能源主管部门完善储能价格政策和参与电力市场相关机制，提高新能源对系统的主动支撑能力，研究制定新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，完善储能参与电力系统调节辅助服务市场机制。”李生权呼吁。

记者从CNESA了解到，2022年，国家和各地方共发布市场规则相关的政策85项。在政策支持引导下，2022年，山东省新型储能首次参与现货市场，独立储能可以通过现货套利、容量租赁、容量电价补偿获得收益；山西省印发全国首个针对新型储能参与一次调频有偿服务的地方政策；甘肃省建立了首个新型储能参与的调峰容量市场，通过容量补偿实现灵活性调节资源固定成本的有效疏导，独立储能可以通过参与现货市场、调峰容量市场、调频市场获得多重收益；南方、西北、华北、华东等区域修订了新版“两个细则”，再次明确新型储能的市场主体地位，并推动新型储能参与多项品种的交易。