国家发展改革委办公厅和国家能源局综合司近日发布的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》(下称《通知》)提出，建立电网侧储能价格机制。各地要加强电网侧储能的科学规划和有效监管，鼓励电网侧根据电力系统运行需要，在关键节点建设储能设施。研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场。探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。

　　“这个文件非常及时。”业内专家张建红对上海证券报记者表示，《通知》有助于解决新型储能行业市场化不足、价格机制没有捋顺的问题。《通知》在《国家发展改革委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051号)的基础上，进一步明确了新型储能市场定位，要求建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，将带动更多社会资本投入到新型储能行业，提升新型储能利用水平和效益，引导行业健康快速发展。

　　张建红分析称，目前新型储能尚未建立成熟的商业模式，成本较高，在现货峰谷套利、用户侧分时价差、辅助服务市场上都难以收回成本。他建议，可以建立类似抽水蓄能发展模式的差异化的两部制(电量+容量)电价，设定稳定但较低的合理收益，以容量电价为主，将新型储能具有的有效容量(功率上调)、新能源消纳(功率下调)、调频、爬坡、紧急备用等功能，通过容量电价机制进行支付。

　　张建红预计，2030年全国新型储能总功率将达到1.2亿千瓦，新型储能总投资规模将近9000亿元。