他认为，这些潜力的释放有的需要增加边际投资，有的则需要通过深化机制改革来实现。相比之下，新型储能无论从经济性还是替代性来看，均不具备短期内大规模推进的条件。
自然资源保护协会能源转型项目主管黄辉在活动上表示，在电源侧方面，由于新能源尚未大规模进入市场，其波动没有在市场上体现出电力供需关系和价格变化，因此这一环节的新能源配储存在“配而不用”的现象，经济性相对较差。
此外，电网替代型储能，可以有效替代部分利用率低的输配电容量，延缓输配电设施投资，但目前通过输配电价疏导的机制和商业模式有待形成。工商业储能方面，目前主要依赖分时电价机制获利，在价差较大的中东部地区发展较快，但直接参与或通过虚拟电厂等方式常态化参与电力市场的机制尚未建立。
近期，关于新能源消纳红线放开后强制配储政策将发生变动的讨论较多。全国新能源消纳监测预警中心公布的2月全国新能源并网消纳情况显示，光伏发电利用率为93.4%，环比下降4.7个百分点。
两位电力业内专家对界面新闻表示，新能源强制配储短期内不太可能取消。
华泰证券4月的研报指出，如果消纳红线放开，将助推新能源新增装机量增长，带动配储规模提升。据其测算，每1%消纳率的下调对应约5 GW的新增装机空间；若利用率从98%下调至90%，则对应约40 GW的装机空间。
在上述活动上，国家能源集团技术经济研究院能源市场分析研究部高级研究员姜大霖表示，从长期看，新能源强制配储不是一个合理的模式，有较多优化的空间，应当逐步构建完善、多样化的市场机制，通过市场化手段去更加科学的部署和调用，将新型储能作为一个新兴的市场主体去培养。
在构建促进储能发展的政策机制方面，姜大霖还建议，可以从完善产业链发展支持政策入手，包括加强产业链的研发资助、增强产业链供应保障能力等。
朱彤则表示，究竟到中国目前的情况，新型储能所缺失的体制机制条件还需要进一步梳理：电力体制改革是否已经对网络运营商实现了有效监管，垄断性环节与竞争性环节是否实现了彻底分离，输配电价改革是否使网络运营商的行为真正转变为“网络运营商”等。
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