一是适应新型储能的客观发展阶段，如何实现政策技术中立性，鼓励多元发展，促进技术突破。尽管现阶段一些储能技术的应用在局部地区的特定场景、特定时段体现出优越的技术竞争优势，但总体上储能目前仍处在技术和商业发展的初期，储能成本下降和技术提升的速度存在较大不确定性。充分考虑新型储能技术仍处于快速发展阶段尚未成熟的现实情况，需要对各种新型储能技术同等对待，为各种技术类型公平竞争创造良好条件，以良性竞争促进技术创新、推动产业发展。

二是适应我国电力市场建设进程，如何分阶段形成合理的价格信号体现储能价值。储能参与电力市场的价值可分为三个方面：容量价值、能量价值和辅助服务价值。理想情况下，储能可参与不同市场、提供不同的能源服务，并通过相应的价格机制获得收益。现阶段，我国电力市场的建设还不成熟。仅有部分试点省区正在建立现货市场并启动了连续模拟试运行；电力辅助服务市场仍处于初级发展阶段，产品种类仍不健全；容量市场尚未建立。在世界主要工业化国家争相建立具有全球竞争力储能产业的关键时期，促进我国新型储能产业健康快速发展的价格机制不能等待我国电力市场建设的成熟，需要与电力市场建设进行有效衔接推进。

三是适应我国当前“双轨制”的现实情况，基于应用场景合理划分新型储能分类，实现分类施策。考虑我国上网、输配、销售的电价机制现状，根据储能在电力系统中的位置不同，应将新型储能分为电源侧储能、用户侧储能和电网侧储能。其中，电网侧储能又包括两类：电网替代性储能设施和电网侧储能电站。

电源侧储能主要服务所配套电源，优化电源上网供电曲线，支撑风电、光伏等非化石能源电源符合电源可控性要求，降低市场收入风险，增加发电收入。目前的上网电价机制虽然尚未直接充分体现各种辅助服务及可控容量等价值构成部分，但总体上涵盖了电源侧包括电力平滑、频率跟踪和电压支撑能力等在内的整体电力价值。现阶段要求新能源配储能具有一定合理性，即现阶段电源侧储能的成本疏导机制应遵循先向电源侧疏导再间接传导到用户的基本逻辑。以支持“电源+储能”商业模式为核心，进一步完善电源侧储能价格形成机制，推动新型储能与所配套的电源一起参与电力市场；同时，加快推进电力市场建设完善市场价格机制，进一步体现电源侧储能价值。

用户侧储能主要服务所配套的用户，通过优化负荷曲线、需量管理、支撑综合能源服务以及需求侧响应等作用，降低用户用能成本，提升用户供电可靠性。以推动形成合理的峰谷电价价差为核心，进一步完善用户侧储能价格形成机制，与所配套的用户一起参与电力市场；同时应推动形成合理的用户分时电价、完善需求侧响应可中断负荷电价机制，支持用户侧储能价值的充分发挥。近日，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，从六个方面对现行分时电价机制作了进一步完善，其中一大亮点就是合理拉大了峰谷电价价差，这为引导电力用户削峰填谷、促进储能加快发展释放了清晰强烈的价格信号。

电网替代性储能设施，不能独立运行，而是作为电网建设的一种技术手段，可以明显减少变电容量及输配电线路的建设，降低电网投资。需履行必要的审核程序、经政府主管部门批准后方可投资建设，纳入输配电有效资产，通过输配电价回收。

电网侧储能电站，可以独立运行，接受电网统一调度控制，具备调峰、调频、事故备用等功能，用以保障公共电力系统安全稳定运行或提升其整体经济性。在尚不具备完全通过市场形成价格的情况下，与电力市场建设发展进程相适应，建立电网侧储能电站竞争性电价机制。电网侧储能电站收入由电力市场竞价收入和容量招标收入两部分构成。为鼓励储能电站提高利用率、积极参与市场，对于在招标合同明确的合约量（年计划利用小时、计划调频里程等）以内的服务，储能电站参与电力市场的收益需冲抵对应的容量招标收入；对于储能电站在合约量以外服务，从电力市场获得的收入由储能电站享有。

一是现阶段以激励新型储能技术及产业发展为主，基于电源侧、电网侧、用户侧储能的不同特点针对性完善价格机制及市场机制，有效发挥价格信号的指挥棒作用；电网侧储能更多作为电源侧储能配置不足情况下的紧急补充或者作为技术引领探索试点项目，应做好电网侧储能容量招标的总量及总费用限制，避免资源浪费。

二是应为未来储能行业大发展做好政策研究储备和预留相应价格空间。未来低成本长时储能将是低碳能源系统的关键组成部分，储能产业的健康发展将显著提升我国全球竞争力和影响力。

三是建议政府相关部门在税收、研发投入等方面加强对储能行业的支持力度，共同推动形成具有全球竞争力的储能产业。