当前，能源绿色低碳转型步伐持续加快，储能是构建新型电力系统的重要支撑。储能技术路线多元，除抽水蓄能外，以电化学储能为主的新型储能发展迅速。新能源配储规模的持续扩大，有力支撑了新型电力系统构建，但也面临利用率不高、缺少有效成本回收机制、储能配比要求“一刀切”等突出问题，制约了储能产业的发展质量、效率和效益。
我国储能产业已经进入规模化发展阶段，新型储能更是呈现爆发式增长。但在新型储能规模化发展过程中，也存在一些矛盾，其中最为突出的是新能源配储，主要表现在：已投项目整体利用率低，造成社会投资浪费；缺少较为完善的成本回收机制，投资回报无法保证；新能源配储政策“一刀切”现象较为普遍等。
随着新型储能已进入大规模发展期，亟需政策导向从“单纯激励开发建设”向“激励高质量建设和高效率利用并重”转变。为此，我针对新能源配储提出如下建议：
一是着眼于提高利用率，优先发展独立共享储能，实现新型储能的区域统筹规划布局和数智化技术应用。建议指导地方摒弃“撒胡椒面式”的分散开发布局模式，在各省级电网范围内，优先发展、统筹规划布局大型独立共享储能项目；针对存量的新能源配储项目，鼓励具备接入、计量、调控等条件的强制配储转为独立共享储能，加快明确细化具体的实施政策；同时，建议国家和地方政府研究建设国家、省级新型储能数字化聚合调控中枢平台，利用数智化技术，助力新型储能高效参与调用。
二是着眼于建设科学的成本回收机制，完善电力市场产品设计和交易机制。加快落实储能的独立经营主体地位，结合储能在新型电力系统中的功能定位，进一步明确与储能有关的市场准入标准、电力辅助服务和电能量市场交易产品，加快出台实施细则；近期，在目前市场无法有效解决储能成本回收的情况下，重点研究出台新型储能容量电价，完善储能参与调频、调峰、调压、黑启动等电力辅助服务的具体规则，形成与新能源等电源的合理成本收益分摊机制；中长期，结合电力市场改革，健全储能参与电力现货市场的产品服务、交易模式和价格机制，形成以市场为主导的储能资源优化配置机制。
三是着眼于解决储能配比“一刀切”问题，加强发展模式创新探索。引导地方政府将“新能源开发按一定比例配储能”要求，转变为“按新能源开发规模一定比例提供灵活性调节能力”要求，由新能源开发企业自主通过市场，采用自建、租赁、共享等多种方式解决灵活性调节资源需求；探索设立储能等灵活性资源建设专项基金，从企业自建储能转向以专项基金支持的方式开发建设。
邹磊 全国政协委员，中国大唐集团有限公司党组书记、董事长
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