面向未来，新型储能大有可为。杜忠明告诉《国资报告》记者：“预计 2025 年，我国新型储能装机有望超过5000 万千瓦，结合系统需求统筹源网荷各侧科学布局。在电源侧，通过数字化、智慧化、一体化技术推动新型储能与新能源充分协同、深度融合，加快‘风光水火储’综合能源基地建设。在电网侧，优选关键节点布局一批电力保供的新型储能，发挥顶峰、调频、调压、事故备用、黑启动等功能。在用户侧，通过源网荷储一体化开发等方式，提升负荷供电保障和自平衡能力，满足多元化、精细化、定制化用能需求。”从更长远的角度来看，新型储能还有更大的发展空间。根据我国绿色能源生产能力进行测算，为确保实现“碳达峰”目标，2030年我国能源消费总量需要控制在60亿吨标煤以内。新能源仍将保持高速发展，预计2030年新能源装机超过17亿千瓦，占全部电源装机约43%，逐渐成为主体电源。为适应新能源大规模发展，新型电力系统建设需进一步提速。而新型储能则将在促进新能源大规模开发消纳、支撑电网安全稳定运行、保障用户灵活高效用能等场景发挥关键作用，成为支撑新型电力系统构建的重要技术装备，具有广阔的应用需求。目前，我国电力市场体系正在逐步建立，新型储能市场地位也初步明确。不过，记者在采访中了解到，由于新型储能技术路线多样、应用场景丰富，在现有电价和市场机制下，新型储能所创造的价值难以得到充分体现，影响了项目投资效益。围绕上述问题，央企根据自身的探索和实践，纷纷建言献策。中国能建党委书记、董事长宋海良表示，应探索建立新型储能容量补偿机制和容量市场，合理体现储能设施的装机经济效益。推动现货市场逐步放开市场价格上限约束，允许储能等高成本灵活性资源通过短时高电价盈利，明确电储能辅助服务市场准入。鼓励各地积极探索创新各种类型的新型储能价格机制，在条件成熟时先行先试，加快推动储能产业形成稳定合理的收益空间。国家电网提出，完善储能参与各类电力市场的政策机制，丰富交易品种，提升补偿收益标准。研究出台电网侧独立储能容量电价，出台将替代电网功能的储能纳入输配电价疏导的实施细则。加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，进一步拉大峰谷价差，大力支持促进用户侧储能发展。南方电网储能公司负责人表示，为推动新型储能加快发展，南方电网储能公司将加强与能源监管部门和地方政府能源主管部门沟通，推动新型储能的电价政策和市场机制的持续完善，助力建立健全新型储能参与中长期、现货电能量市场、辅助服务市场、新能源租赁等“灵活组合”的市场化交易模式，实现储能商业模式的多元化和市场化。新型储能领域属于前瞻性战略性新兴产业，对国家能源安全及国际技术竞争都有重要意义。杜忠明建议，中央企业要积极打造原创技术策源地，争当现代产业链链长，当好产业基础能力提升的支撑者、产业发展方向的引领者和产业协同合作的组织者，带头落实国家战略性新兴产业集群发展工程，不断提高企业核心竞争力、增强核心功能，推动国有资本和国有企业做强做优做大，为全面建成社会主义现代化强国作出新的更大贡献。