“雙碳”目標提出以來，儲能裝機規模實現了翻天覆地的增長。在2022年和2023年連續兩年實現超200%的高速發展之后，2024年儲能裝機又實現了130%的增長。截至2024年底，中國新型儲能裝機已經突破7300萬千瓦。

當青海戈壁的風電通過共享儲能點亮千里之外的上海外灘，當廣東的虛擬電廠在酷暑中為城市帶來清涼，此時的新型儲能不再局限于一個技術名詞，而是化身為綠色轉型的推進器、能源安全的壓艙石。

今年年初，隨著強配儲能的落幕，新型儲能也迎來了新變局。進入2025年，如何進一步調動企業的積極性，推動新型儲能高質量發展成為當務之急。

筆者認為，下一步的政策應聚焦于兩大方向，一是進一步賦予和明確儲能的獨立市場地位，二是出臺新型儲能容量電價機制。

首先，賦予和明確儲能的獨立市場地位，特別是在價格機制上提供確定性的收益保障。此前，由于參與電力市場的準入規則、結算方式等具體細則不清晰，各地對儲能并網的調頻、容量配置等技術要求差異大。加之電網企業掌握著儲能調用的主導權，更傾向于使用自己的抽水蓄能，獨立儲能的應用空間受到嚴重擠壓。

下一步，應進一步明確新型儲能的市場定位，使其作為獨立儲能參與電力市場，同時建立完善相關市場機制、價格機制和運行機制，提升新型儲能的利用水平，使其能在價格機制上獲得確定性的收益保障。通過建立容量租賃、碳積分交易、輔助服務等多維收益體系，讓儲能電站從成本中心變為利潤中心。

其次，建議在發電側為新型儲能設立容量電價。實際上，煤電和抽水蓄能已獲得了容量電價，新型儲能對此同樣抱有期待。需要注意的是，容量電價的前提是有足夠大的“容量”——功率一般要在吉瓦以上，蓄能時間達到8小時以上。盡管工商業儲能還起不到類似的作用，但是源網側的大型儲能可以提供容量服務，解決電力系統調峰、調頻、短路比不足、分布式光伏過電壓等問題，建議未來能給予相應支持。

總之，從規模優先到以質取勝，從政策驅動到市場引領，這場蛻變注定伴隨陣痛，但也孕育著新生。強配儲能政策叫停后，行業短期陣痛難免，但從長期來看，隨著電力機制改革的深入，市場將加速出清低效產能，倒逼企業轉向技術驅動和價值創造。獨立儲能將可以通過現貨套利、容量租賃、容量電價補償獲得多重收益。屆時，儲能不僅會“建起來”，還會真真切切地“用起來”。