“新型储能是提升电力系统灵活性的重要手段，也是构建新型电力系统的重要技术和基础装备。”全国人大代表、江苏无锡供电公司电缆运检中心主任何光华说。

新型储能日益成为我国建设新型能源体系和新型电力系统的关键技术，培育新兴产业的重要方向及推动能源生产消费绿色低碳转型的重要抓手。2023年，全国新型储能项目新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年年底增长超过260%。然而，目前我国新型储能发展仍然面临诸多问题，还不能充分发挥对电力系统的支撑作用。

“缺乏统筹规划是制约我国新型储能高质量发展的重要因素之一。”何光华认为。国家发展和改革委员会、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。截至2023年年底，全国已有20多个省(自治区、直辖市)出台了新型储能规划、指导意见等政策文件，但整体缺乏建设布局、时序和配置技术要求等具体实施方案。随着新能源大规模快速发展，储能与新能源、新型储能与其他灵活调节资源缺乏统筹规划，独立储能建设布局缺乏科学引导等问题日趋显现。

何光华调研发现，国家层面虽已明确新型储能独立市场主体地位，但受电力市场建设进程影响，目前辅助服务市场补偿不足，参与电力市场现货交易的品种有待扩展。国家发展改革委、国家能源局出台的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提出，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，为储能成本疏导留下政策空间，但实施细则尚未出台。

为此，何光华建议，在借鉴新型储能发展成熟经验的基础上，建立较为完备、可操作、可执行的储能统一规划建设体系，明确储能分阶段发展规模和定位。各区域再结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构等特点，因地制宜确定新能源配置储能规模和类型、设施布局、接入范围、建设时序，避免造成资源浪费，推动新型储能良性发展。

同时，何光华还建议进一步完善市场机制，合理疏导新型储能成本。在市场机制方面，应研究完善新型储能参与电力市场的实施细则，提升辅助服务市场补偿标准，建立容量补偿机制，为新型储能参与市场获取合理收益创造条件。在价格政策方面，出台电网侧替代性储能纳入输配电价核价范围的实施细则，明确认定标准和认定程序;深化分时电价政策，研究建立尖峰电价机制，进一步拉大峰谷价差，促进用户侧储能发展。