电力市场的转变
产品形态逐渐确立和迭代升级需要一定过程，用户掌握储能产品的整机性能和使用边界同样需要工程应用积累。十四五是储能产业由无序生长向健康发展转变的关键时期。所以，于2025年设置3000万千瓦的发展目标能够在
消除参与批发电力市场的分布式和用户侧储能系统的部署障碍，要求区域输电运营商和独立系统运营商(ISO)重新配置批发市场，以容纳储能资源，使其能够提供容量、能源和辅助服务。 Lahiri解释说，在此之前
发展也将推动终端用能电气化水平进一步提高。 而随着新能源和传统电源角色发生转变，需要有效完善的电力市场支撑，以更高效地协调不同市场主体的利益诉求，实现全要素资源的充分投入和优化配置。 白皮书提出
，即到2025年实现新型储能(抽水蓄能以外的电化学储能及其它储能项目)从商业化初期向规模化发展转变，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦(30GW)以上;到2030年实现新型储能全面
，以及在用户侧构建智慧能源、虚拟电厂的重要作用，储能电站将不再是作为火电、新能源的附带功能，而以电力系统独立身份参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场，电力系统主体将更加多元。
这也意味着
十四五发展目标，即到2025年实现新型储能(抽水蓄能以外的电化学储能及其它储能项目)从商业化初期向规模化发展转变，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦(30GW)以上;到2030年实现
需求的能力，以及在用户侧构建智慧能源、虚拟电厂的重要作用，储能电站将不再是作为火电、新能源的附带功能，而以电力系统独立身份参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场，电力系统主体将更加多元。
这也
4月21日，国家发改委、国家能源局联合引发《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》，文件明确，到 2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达 3000 万千
新型储能价格机制。建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场;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。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。健全
制约，相辅相成的。 当前我国的电力市场机制和价格机制还不完善，储能的应用场景很多，但是其收益有限，其价值难以通过价格反映。在储能电站收益率有限的情况下，投资方不得不尽量降低成本，导致储能行业低价中标
构建起来的电力市场，才能实现二者的统一。因此，需要联合各类系统资源，包括清洁能源本身，共同为系统可靠性作出贡献。冯永晟表示。
推动清洁能源消纳方式由计划机制
向市场化交易平稳过渡
截至
，电网的职能会发生一定变化，从传统的输、配为主，逐渐转变为输、配、储结合，拥有更强大的电网独立控制的调度能力。未来，主要以科技为支撑，使用新技术、新方式提高电网的消纳能力。
新能源规模化发展与电力系统要
储能系统集成商榜首。
碳中和愿景下，新能源发展将加速由补充能源向主力能源转变，储能成为促进新能源进一步规模化的关键。2020年有20个省份提出了新能源+储能配套发展鼓励政策，进入
2021年，已有9个省进一步提出新能源场站配置10%-20%不等的储能。
但面对平价上网压力，除了需要政策指引和监管政策的落地，新能源+储能市场化发展还需要储能先进技术的支撑。阳光电源通过技术革新实现
。适应煤电从主体性电源逐步向基础性电源转变趋势，探索大容量、高参数先进煤电项目与风电、光伏、储能项目一体化布局，实施多能互补和深度调峰，提升电力供给效率。深化电力市场建设，构建中长期+现货+辅助服务的现代电力市场
