同时，建立客户侧峰谷分时电价动态调整和定期评估机制，建立健全储能参与辅助服务、电力现货等市场化交易的相关政策和机制，以市场化方式引导储能产业健康发展。

2018年以来，随着间歇性可再生能源并网规模逐步扩大，加上需求侧负荷增长快于预期，电化学储能、抽水蓄能等系统调节资源显得日渐重要。

2017年，原国家能源局局长张国宝就曾撰文指出：作为自然垄断行业的电网公司有责任解决清洁能源的消纳问题，应该从丰厚的利润中拿出一部分钱去建储能设施，不能认为电网公司只管输配电，储能不是我的事。

丰富和发展系统调节资源不仅是来自系统的平衡需求，或许也是政府相关主管部门对电网企业的责任要求。遗憾的是，无论是“旧臣”抽水蓄能，还是“新贵”电化学储能，甚至还包括近年来不断扩大的充电桩，一直缺乏有效的价值评估与价格疏导机制。

讨论最核心的问题是：是否将它们计入有效资产，通过输配电价回收?

以历史悠久的抽水蓄能电站为例，不同历史时期投建的项目采用了不同的定价方式，大致包括单一容量电价、单一电量电价、两部制电价和租赁等方式回收成本收益，但近三十年的实践证明，各种方法都有缺憾，无一能够完美促进抽水蓄能的发展，合理体现其对系统的价值。

国家能源局在数年前对华北、华东区域抽水蓄能电站运营情况的调查发现，单一电量电价造成抽蓄电站效益过度依赖抽发电量，导致电站调用频繁、多发超发，个别电站利用小时数明显偏高;而执行单一容量电价的抽蓄电站收入来自固定容量电费，电站收益与机组利用率基本无关，机组运行时间增加反而会提高运营成本，抽蓄电站缺乏发电积极性。

要么“撑死”，要么“饿死”的情况时有发生。

那么，两部制电价是“终极救星”吗?湖南黑麋峰和内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站多年亏损，业主几易其手的案例说明，两部制也并非完美。

有业内人士曾一针见血地指出，两部制电价最大的难点集中在容量电价的支付上，如果不能在电价中有效疏导，对于一些效益一般的电网公司来说有很大压力，更不用说发电企业了。

新一轮电力体制改革启动之后，输配电价第一轮监管周期并未将抽水蓄能电站计入有效资产，而要通过市场化交易“养活”自己目前看来也是困难重重。

大多数抽蓄电站均为电网公司投资，如果作为独立的市场主体参与交易，政府监管部门担心其身份，无法体现独立意志，且以当前市场交易的量价水平，投资偌大的抽蓄很难“吃饱”;若是作为电网成本纳入输配电价体系，则会导致所有用户被动平摊这部分投资成本，从而失去选择权，还可能因为缺乏灵活可变的价格奖惩机制而使电网难以遏制投资冲动，长久下去推高系统运行整体成本，同时还不利于投资主体多元化。

近两年迎来“大爆发”的电网侧储能或多或少也面临类似问题。目前，电网公司多作为项目业主，通过租赁设备系统的方式发展网侧储能，而随着项目数量的逐渐增加，总体规模的不断扩大，租赁费如何疏导将是电网着重考虑的问题。

然而，电化学储能现在既不是有效资产，和抽蓄一样，未能计入输配电价，同样因为身份原因，在许多地方也未能作为独立市场主体参与市场交易。

部分核心政策制定者曾公开表示，在严格的的资产价值论证和滚动监督前提下，将抽水蓄能、电化学储能等系统调节资源计入输配电价体系是相对有效的处理办法。

不过，长远看来，在容量市场中解决投资成本，取得独立身份在辅助服务市场或者需求响应中实现价值回收更能充分释放不同投资主体的活力，发挥发、用两侧的潜能，找到长久之策。

国家发改委市场与价格研究所价格监管室主任杨娟在其著作《输配电价规制现代化研究》一书中提出，未来须大幅缩短尖峰电价的执行时段并拉大尖峰与其他时段的价差。

这与电力市场价格机制设计应在保持终端平均电价水平合理体现供需关系的前提下，在尖峰时刻激励系统中的各种调节资源充分发挥其价值的思路或许有共通之处。