日前，國家發改委、國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》（以下簡稱《指導意見》），從國家層面首次提出裝機規模目標：預計到2025年，新型儲能裝機達3000萬千瓦以上，接近當前新型儲能裝機規模的10倍。

《指導意見》同時提出，要健全新型儲能價格機制，建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場；研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。完善峰谷電價政策，為用戶側儲能發展創造更大空間。

對此，有業內人士認為，電網側儲能發展仍存在一系列亟需明確的問題：什么是電網側儲能？如何推動電網側儲能電站容量電價機制落地？合理的電價應該是多少？

從《指導意見》明確的新型儲能裝機目標來看，我國新型儲能有著巨大潛在市場空間。

《指導意見》提出，將強化規劃引導，鼓勵儲能多元發展。通過關鍵節點布局電網側儲能，提升大規模高比例新能源及大容量直流接入后系統靈活調節能力和安全穩定水平。

清華四川能源互聯網研究院常務副院長魯宗相強調，相比于單純的儲能規劃，輸電網與儲能進行聯合規劃可有效降低儲能所需配置的總功率以及規劃的總成本，有利于發揮儲能對輸電線路建設的替代作用，減少輸電線路的冗余投資，具有更優的技術經濟性。

不過，在國網能源院新能源所高級工程師胡靜看來，后續國家發改委可能還需出臺文件，準確給電網側儲能身份進行定義。當前，儲能分為用戶側儲能和電源側儲能，以及趨于兩者之間的電網側儲能。“《指導意見》中的獨立電站可能有所不同，或特指兩類儲能：一類是獨立的儲能電站，另一類是電網替代性儲能。這對電網側儲能以何種身份參與市場化價格機制制定至關重要。”

一位在儲能行業深耕多年的業內專家同樣認為，身份定義不清晰，會限制電網側儲能發展。“在建設層面，會面臨環保、消防、土地、人防、民防等一系列的建設前置審批手續，各地尚需明確具體實施細則，只有明確了儲能項目建設身份，相應審批手續才能順暢。”

“在運行層面，要明確儲能在充放電身份切換的過程中到底承擔什么角色。”上述專家表示，“目前獨立儲能的商業模式還不清晰，只有明確了市場規則及電網側儲能的身份定義，商業模式才能打開，各類結算或是補貼才能確定。”

在國家能源局日前舉行的例行新聞發布會上，能源節約和科技裝備司二級巡視員劉亞芳表示，要完善儲能政策配套和市場環境，充分體現儲能的系統價值，通過市場機制實現盈利，培育成熟的商業模式。

在上述儲能專家看來，《指導意見》提出的價格機制本身沒有問題，核心問題是價格機制應該如何疏導。

“無論是輔助服務市場還是容量市場，未來都面臨電力市場的改革，只有成本的傳導機制打通了，以后對規模化儲能的成本支付才能實現，才不會造成加入儲能機組后，成本升高，補償資金費用擴大，費用支付不及時的風險。”該專家表示。

該專家同時認為，定價機制應秉持依照需求進行定價，而不是根據供應進行定價的原則。“電力系統需要多少調節資源？這些調節資源在電力系統中建設運行的成本是多少？對參與市場提供服務的主體提供多少補償？這些問題都有待明確。”

胡靜認為，新型儲能的不同類型的成本差別較大，與抽蓄相比其成本確實較高。因此，預計新型儲能的容量電價會高于抽蓄。“同時這又涉及用電成本，主管部門會根據需求，以及未來的社會承載力進行規模化管控，但現階段對于容量電價的合理范圍無法簡單預測。”

《指導意見》提出，健全新型儲能價格機制，建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場。

對此，有專家認為，不僅要加快完善儲能參與電力市場機制，后續還需完善儲能參與電力輔助服務市場的細則，規范交易品種、明確價格機制、激發市場活力，提高儲能項目收益水平。推動儲能在電力現貨市場發揮作用，鼓勵“共享儲能”等商業模式創新。

胡靜表示，《指導意見》是一個整體方向性的政策文件，后續勢必會推出一系列的配套細則性文件。涉及具體價格機制類的政策文件，還需耐心等待。

“容量電價的機制實際上是支持新技術獲得商業回報的方式。”上述儲能專家說，“價格機制涉及市場化改革的深層關系，產生了價格支付，就需要對相應的成本疏導問題進行研究。但目前，仍很難找到一個合理渠道將成本疏導出去。未來，隨著峰谷電價差的調節機制成熟、輔助服務市場建設推進，會逐步發現新的商業模式。”