储能容量价值实现：部分省份开始了容量补偿机制的探索性工作。但目前有一些技术问题亟待解决，例如资源准入、费用分摊、价格确定等问题。如何对储能的容量价值予以认定，如何建立合理的市场化容量补偿机制是未来一段时期需持续、深入探索的课题。

只有在政策和市场规则上消除储能参与电力市场的障碍，储能才能实现稳定、可持续的发展。评估不同场景下各类储能的真实价值，合理制定规则实现利益相关主体的权责统一，是推动储能参与电力市场的重要保障。

（3）发电侧储能运营收益不确定性较高

新能源进入电力市场规模有限，多数新能源配建储能由于缺少市场主体身份无法参与电力市场，主要靠减少弃电量获取收益，回报率低，电站方主动投资配套储能的动力不强。火储联合调频是目前市场化程度最高、投资回报相对较好的应用领域，配置电池储能可以有效改善火电机组的调频性能，降低机组被考核风险，增加火电厂调频收益，但也面临着市场规模有限、市场机制不完善等问题。

市场机制建议

（1）研究设立新的辅助服务品种，出台或完善新型储能参与辅助服务市场规则

随着可再生能源接入电力系统比例的增加，以及火电机组的逐步关停，电力系统惯量供应不足，且频率控制、电压控制等将成为新的挑战，各地有必要结合实际情况，探讨快速调频、爬坡、惯量支撑、备用等各类辅助服务品种的设立，制定储能参与新的辅助服务品种的市场规则；研究建立电力辅助服务评价体系，合理设定电力系统对调节资源的需求规模、市场规则，科学认定和评价储能在电力辅助服务中发挥的作用。

（2）允许储能参与各细分市场并进行收益叠加

尽管储能应用价值日渐清晰，但是在目前储能设备成本仍然相对较高的情况下，仅靠单一收益尚无法保证项目实现良好的投资回报。由于储能本身的技术特性，决定了其具备参与多个细分电力市场，提供多重服务，获得多重收益的能力。允许储能以多种方式（储能 + 新能源、储能 + 火电、独立储能）灵活参与多个细分市场，如现货 + 调频、调峰 + 调频等，使其能够在各类市场中进行灵活交易，充分发挥其灵活性和系统价值。

（3）制定完善发电侧储能参与现货市场规则

由于可再生能源的间歇性、随机性和波动性，现有的新能源电价机制不能充分发挥储能的价值。要加快推动新能源参与电力现货市场，建立储能与新能源联合参与市场的交易机制。逐步放宽准入条件、允许市场主体由被动向主动参与现货交易（由价格接受者逐步向报量报价）过渡。

（4）针对大规模的独立 / 共享储能电站，研究建立容量补偿机制

目前电力市场的建设刚刚起步，相关政策和规则还不完善，尚不能支持以调峰或价差套利为主要收益来源的大规模独立储能完全通过市场回收成本。研究过渡阶段独立 / 共享储能容量补偿机制，识别技术类型、储能时长、投资成本、使用寿命等影响容量补偿标准制定的关键因素，建立容量补偿标准制定依据及动态调整办法。