“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”。

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