证券时报记者 张一帆

　　在不断推广新型储能应用、布局新兴领域的过程中，曾毓群切身体会到了一些难点和问题。

　　曾毓群介绍，目前国内新型储能实现规模化发展，但储能市场机制尚未形成，同时面临调用少、利用率低的问题。此前国家已针对性出台多项政策，近两年储能电站平均利用率有所提升。然而，电能量市场电价浮动区间较窄、辅助服务费用分摊机制尚未打通、新型储能容量电价实施细则尚未出台等具体问题，仍在制约储能的高水平运用。

　　为了在更高水平上持续推动我国新能源高质量发展，必须进一步发挥市场在资源配置中的决定性作用。今年年初，国家深化新能源上网电价市场化改革，旨在推动新能源上网电量全面进入市场、上网电价由市场形成，配套建立可持续发展价格结算机制，区分存量和增量分类施策，促进行业持续健康发展。改革明确，不得将配置储能作为新建新能源项目的前置条件。

　　为实现政策落地，曾毓群建议进一步完善储能的市场参与和保障机制，提升新型储能的市场化运用水平，加快推动储能产业向高质量发展转型。在曾毓群看来，完善储能的市场参与机制，可以从电价机制、成本疏导机制和容量补偿机制三方面入手。

　　完善电价机制，应着力于拉大峰谷价差，为储能等灵活性调节资源创造《地博体育app官网》合理的盈利空间。基于现行的电价机制，扩大电能量市场交易电价的浮动范围，让电价有效反映时点电能量供求关系。

　　完善成本疏导机制，可以考虑丰富适合新型储能的辅助服务交易品种，并推动辅助服务费用向电力用户侧分摊，让储能成本得以合理疏导。通过增加爬坡、系统惯量等符合新型储能技术特点的服务品种，可以为电力系统安全稳定运行提供所需的调节能力。同时，电力辅助服务作为一种公共产品，应遵循“谁受益、谁承担”的原则，推动所有受益主体共同分摊。

　　完善容量补偿机制，应加快出台新型储能容量电价核定规范和实施细则。短期内参照抽水蓄能和煤电，完善新型储能的容量电价机制，实现“同工同酬”，破除灵活性资源之间的不公平竞争；长期则适时向容量市场过渡，通过市场定价机制有效反映充裕性稀缺程度。

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　　本报记者 俞和 【编辑:成钧 】