“2030年碳达峰、2060年碳中和”的重要承诺给我国能源产业的发展指明了方向,相关政策的不断推出与落实更是强调了以风、光为代表的可再生能源在我国新型电力系统未来发展中的主体地位。在这一背景下,我国可再生能源装机容量、发电量年年攀升。然而相较于火电、水电等传统发电形式,可再生能源发电出力具有波动性、不确定性,对电网安全稳定运行及可靠性产生了冲击;而电力负荷侧近年来新增的各类新型负荷也增加了需求侧的不确定性,从而使得电网峰谷差不断扩大,电网调峰需求增加。电化学储能具有响应快速、储电放电双向调控等良好特性,能够在系统高峰时刻放电、低谷时候充电放电,从而减少电网峰谷差,为新型电力系统起到调峰的作用。然而,当前电化学储能成本较高,我国辅助服务市场还不健全,电化学储能提供调峰辅助服务的价值未被充分度量,参与调峰辅助服务市场的价格机制还没有建立。因此,在“双碳”目标和新型电力系统建设背景下,需要对电化学储能参与调峰辅助服务市场的定价问题开展研究,才能够保障电化学储能服务提供者的合理收益、促进我国电化学储能产业的健康可持续发展,从而保障以新能源为主体的新型电力系统的安全稳定运行。首先,本文针对相关理论基础进行了介绍;其次,探讨了平准化成本理论适用性,并构建针对电化学储能的全生命周期平准化成本模型,考虑储能项目资金结构影响并识别影响因素;再次,考虑电化学储能平准化成本和充放电优化策略,构建电化学储能参与调峰辅助服务定价模型,并运用二分查找法和节点边际电价法等进行求解。算例实证结果表明:（1）平准化成本结果为0.67元/kWh,影响因素中储能电池成本、回收残值及折现率对储能平准化成本影响较大;（2）设定电化学储能调峰定价模型得到的充放电策略能够识别系统中阻塞支路并于12-13点充电,18-21点放电,切实有效;（3）定价模型中电化学储能调峰效果明显,系统中典型阻塞支路的阻塞时间下降58.82%,阻塞量下降65.4%,充分缓解了系统阻塞;（4）电化学储能调峰定价为717.6元/MWh,结果能够激励储能适时适量充放电,满足配电网内用户电力需求。最后,本文针对研究结果提出四点针对性建议:（1）关注成本主要影响因素,加强储能电池技术及回收技术投入、加强项目资金管理;（2）确保电力系统中信息流通,推进系统各参与方信息开放共享,以提升调辅助服务效率效益;（3）针对电化学储能调峰成本给予充分补偿,激励服务提供方参与市场;（4）针对系统阻塞情况制定分时价格,最大化激励效果。