日前，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（以下简称《指导意见》），从国家层面首次提出装机规模目标：预计到2025年，新型储能装机达3000万千瓦以上，接近当前新型储能装机规模的10倍。

《指导意见》同时提出，要健全新型储能价格机制，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。

对此，有业内人士认为，电网侧储能发展仍存在一系列亟需明确的问题：什么是电网侧储能？如何推动电网侧储能电站容量电价机制落地？合理的电价应该是多少？

从《指导意见》明确的新型储能装机目标来看，我国新型储能有着巨大潜在市场空间。

《指导意见》提出，将强化规划引导，鼓励储能多元发展。通过关键节点布局电网侧储能，提升大规模高比例新能源及大容量直流接入后系统灵活调节能力和安全稳定水平。

清华四川能源互联网研究院常务副院长鲁宗相强调，相比于单纯的储能规划，输电网与储能进行联合规划可有效降低储能所需配置的总功率以及规划的总成本，有利于发挥储能对输电线路建设的替代作用，减少输电线路的冗余投资，具有更优的技术经济性。

不过，在国网能源院新能源所高级工程师胡静看来，后续国家发改委可能还需出台文件，准确给电网侧储能身份进行定义。当前，储能分为用户侧储能和电源侧储能，以及趋于两者之间的电网侧储能。“《指导意见》中的独立电站可能有所不同，或特指两类储能：一类是独立的储能电站，另一类是电网替代性储能。这对电网侧储能以何种身份参与市场化价格机制制定至关重要。”

一位在储能行业深耕多年的业内专家同样认为，身份定义不清晰，会限制电网侧储能发展。“在建设层面，会面临环保、消防、土地、人防、民防等一系列的建设前置审批手续，各地尚需明确具体实施细则，只有明确了储能项目建设身份，相应审批手续才能顺畅。”

“在运行层面，要明确储能在充放电身份切换的过程中到底承担什么角色。”上述专家表示，“目前独立储能的商业模式还不清晰，只有明确了市场规则及电网侧储能的身份定义，商业模式才能打开，各类结算或是补贴才能确定。”

在国家能源局日前举行的例行新闻发布会上，能源节约和科技装备司二级巡视员刘亚芳表示，要完善储能政策配套和市场环境，充分体现储能的系统价值，通过市场机制实现盈利，培育成熟的商业模式。

在上述储能专家看来，《指导意见》提出的价格机制本身没有问题，核心问题是价格机制应该如何疏导。

“无论是辅助服务市场还是容量市场，未来都面临电力市场的改革，只有成本的传导机制打通了，以后对规模化储能的成本支付才能实现，才不会造成加入储能机组后，成本升高，补偿资金费用扩大，费用支付不及时的风险。”该专家表示。

该专家同时认为，定价机制应秉持依照需求进行定价，而不是根据供应进行定价的原则。“电力系统需要多少调节资源？这些调节资源在电力系统中建设运行的成本是多少？对参与市场提供服务的主体提供多少补偿？这些问题都有待明确。”

胡静认为，新型储能的不同类型的成本差别较大，与抽蓄相比其成本确实较高。因此，预计新型储能的容量电价会高于抽蓄。“同时这又涉及用电成本，主管部门会根据需求，以及未来的社会承载力进行规模化管控，但现阶段对于容量电价的合理范围无法简单预测。”

《指导意见》提出，健全新型储能价格机制，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。

对此，有专家认为，不仅要加快完善储能参与电力市场机制，后续还需完善储能参与电力辅助服务市场的细则，规范交易品种、明确价格机制、激发市场活力，提高储能项目收益水平。推动储能在电力现货市场发挥作用，鼓励“共享储能”等商业模式创新。

胡静表示，《指导意见》是一个整体方向性的政策文件，后续势必会推出一系列的配套细则性文件。涉及具体价格机制类的政策文件，还需耐心等待。

“容量电价的机制实际上是支持新技术获得商业回报的方式。”上述储能专家说，“价格机制涉及市场化改革的深层关系，产生了价格支付，就需要对相应的成本疏导问题进行研究。但目前，仍很难找到一个合理渠道将成本疏导出去。未来，随着峰谷电价差的调节机制成熟、辅助服务市场建设推进，会逐步发现新的商业模式。”