（2）采用类似于抽水蓄能的结算方式，设置价格机制
如采用容量电价的形式，假设容量电价为600元/（kW*年），则计算表明，一个120MW/240MWh储能系统，在额外提供30%的建设费用（电站总投资约7.2亿元，30%建设补贴约2.16亿元）的情况下，预计投资回收年限为7年左右，对于投资者来说，将具有一定的吸引力。
（3）纳入电力系统辅助服务范畴，制定相关政策，促进储能电站参与辅助服务
对于储能系统来说，可以参与辅助服务市场，显然可以促使储能形成一定的商业模式，尽管《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》已经允许储能参与电力辅助服务，但相关的结算机制并未确定。假设可以按照现行的模式进行结算，简要计算表明，在一些地区已经具备盈利空间，未来应根据储能的特点，制定适应的规则，促进储能的应用。
（4）制定更严格的风电、光伏准入规则，促进储能应用
例如对风电、光伏的电能质量制定严格的标准，促进储能应用。目前的标准较为宽松，风电站、光伏电站在提高风电、光伏发电质量的问题上，动力不足。
（5）地方政府布局储能产业，助推当地产业转型升级
在前期电网建设运营示范项目，积累相关调度管理经验后，储能电站的建设应该从电网释放，储能建设的投资方应向独立于电网的第三方转移，而电网将主要承担为储能设施接入电网提供服务、计量与结算、协助建立辅助服务市场等责任。
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