中国发电侧储能应用面临的挑战（二）

政策和市场机制是当前新型储能发展的关键制约因素

国外储能项目除了可获得可观的税收优惠或补贴外，还获得多方面的市场化收益，包括现货市场能量套利、辅助服务收益、容量收益等。国内储能财政补贴政策力度小，可参与的电力市场及获取的收益十分有限。

储能参与现货市场：目前，绝大多数省份尚未出台独立储能参与现货市场细则。新能源参与市场的规则不完善、参与市场的程度不高 13、参与市场后价格普遍走低，新能源在市场中面临价格震荡、曲线波动、偏差考核、政策影响等多重风险，新能源配套的储能难以获得市场收益。

储能参与辅助服务：火储联合调频是发电侧储能唯一实现商业化的领域，市场空间小，不同项目收益差异大。国家能源局印发的新版“两个细则”规定辅助服务费用按服务对象分摊，补偿方式和分摊机制体现了“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，政策真正实现落地见效有待时日。

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。