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)大力推进电源侧储能项目建设。结合系统实际需求，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。充分发挥大规模新型储能的作用
建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。因地制宜建立完善按效果付费的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制

执行维度(日前-实时阶段)，市场设计需要实现发电能力平衡和调节能力平衡。关键机制包括现货电能量市场，调频、调峰等辅助服务市场，以及需求响应机制。电能量现货市场主要包括日前、日内市场和实时市场，通过集中
体现为远期提供充裕发电容量，中期和近期提供电能量，实时执行阶段提供调节能力。因此，考虑到新能源为主体的电源结构，需要建立中远期权益类市场+平衡市场的复合市场体系，以及反映电能量、发电容量、辅助服务

新能源出力波动，大幅增加了电力系统调节难度。在日内调节方面，新能源发电特性与用电负荷日特性匹配度差，将增加电力系统调峰压力。风电反调峰特性显著，凌晨负荷较低而风电出力处于较高水平，午时或晚间负荷
较高而风电出力处于较低水平，导致电力系统净负荷峰谷差增大，加剧调峰难度。以广东海上风电为例，单个风电场反调峰深度达50%，海上风电机群反调峰平均深度达22%。此外，在部分光伏渗透率较高的地区，也出现了

市场机制。鼓励储能以独立身份参与市场交易，将电储能交易纳入现行宁夏电力辅助服务市场运营规则中，规范交易品种，明确价格机制(储能调峰服务补偿价格另行制定，原则上处于火电深度调峰交易第一、二档价格之间
各有关单位: 为促进我区电力源网荷储一体化及多能互补发展，有效提升电力系统调峰备用容量，促进新能源消纳，加快储能技术与产业发展，实现清洁能源一体化配套发展，构建清洁低碳、安全高效的现代能源产业体系

的储能项目，支持参与电力辅助服务市场。山西大同 1月13日，山西省大同市人民政府发布《大同市关于支持和推动储能产业高质量发展的实施意见》，其中指出，十四五期间，大同市增量新能源项目全部配置储能
设施、可调节负荷、自备机组参与调峰、火电灵活性改造等措施，提升可再生能源电力消纳能力。负荷调节电量、自备机组调峰电量、储能项目在接受电网统一调度运行管理下所发电量、风电供暖项目所用电量，全部认定为消纳

规模要不低于1GW，风光火补基地按照煤电新增调峰容量的2.5倍配置新能源项目，风光水(抽水蓄能)基地按照抽水蓄能电站容量的2倍配置新能源规模，对于可配置规模小于基地规模(1GW)的按照容量的10%、2
配置，鼓励在全省实施户用光伏发电整村推进。其他新能源项目分别按照煤电灵活性改造或在建煤电配套新能源项目、集中式化学储能、抽水蓄能配套项目。其规模分别按照煤电新增调峰空间的2倍、储能电站的5倍、抽水蓄能

政策支持。陈琼琼还表示，下一步，准备对华中调峰辅助服务交易规则进行修改，进一步扩大市场主体范围，引入新型市场主体，如储能装置、电动汽车(充电桩)、虚拟电厂、拥有自备电厂用户、可控负荷参与市场交易
，放宽调节容量和调节功率限制。并针对新能源+储能、常规火电机组+储能等新模式，进一步完善调峰等辅助服务补偿机制，出台相关补偿办法，并将用户纳入辅助服务分摊范围。此外，还要进一步完善湖北调峰辅助服务

的新能源消纳规模及比例经自治区评估后确定。(责任单位：自治区能源局，各盟行政公署、市人民政府) 3.完善辅助服务市场机制建设，加强与国家能源局派出机构对接协调，加大蒙西地区调峰辅助服务市场调峰

资源开发权;对于达到以上要求的储能项目，支持参与电力辅助服务市场。 3、青海 1月18日，青海省发布《关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知》，试行稿明确要积极推进储能和可再生能源协同发展
设施、可调节负荷、自备机组参与调峰、火电灵活性改造等措施，提升可再生能源电力消纳能力。负荷调节电量、自备机组调峰电量、储能项目在接受电网统一调度运行管理下所发电量、风电供暖项目所用电量，全部认定为消纳

建煤电项目、抽水蓄能电站等以新增电力系统灵活调节能力。配置标准。由省能源局按照配套的煤电机组灵活性改造或在建煤电项目、抽水蓄能电站新增调峰能力的一定比例进行配置。一是风光火互补基地。按照不超过煤电新增调峰
容量(机组灵活性改造后的调峰容量或在建煤电项目设计调峰容量﹣电网常规要求调峰容量(即煤电装机的50%)，下同)的2.5倍配置新能源项目;二是风光水(抽水蓄能)基地。按照不超过抽水蓄能电站容量的2

专注于BMS+PCS+EMS集成优化的3S融合系统设计，围绕新能源发电配套储能、工商业用户侧储能及微电网、用户侧光储系统、调峰调频储能电站等应用场景，为客户提供高安全、长寿命、高效率、低衰减、智能化
共享储能以及大容量用户侧储能和新能源发电配套的创新商业模式，通过移峰填谷、辅助服务、需求响应以及为新能源发电提供储能容量租赁等方式获取运营收益，打造端到端的储能全生命周期业务链。随着我国

竞争力，与湖北亿纬动力有限公司共同出资成立了江苏林洋亿纬储能科技有限公司，合资公司专注于BMS+PCS+EMS的3S系统设计，围绕新能源发电配套储能、用户侧储能、用户侧光储系统、调峰调频储能系统等
新能源配套结合的商业模式，通过移峰填谷、辅助服务、需求响应和新能源配套服务等获取收益。未来在储能专用电芯领域，也将进一步加深林洋与亿纬锂能的技术合作，深化双方的合作关系。值得注意的是

机组灵活性改造或在建煤电项目、抽水蓄能电站新增调峰能力的一定比例进行配置。一是风光火互补基地。按照不超过煤电新增调峰容量(机组灵活性改造后的调峰容量或在建煤电项目设计调峰容量﹣电网常规要求调峰容量(即煤电

规模要不低于1GW，风光火补基地按照煤电新增调峰容量的2.5倍配置新能源项目，风光水(抽水蓄能)基地按照抽水蓄能电站容量的2倍配置新能源规模，对于可配置规模小于基地规模(1GW)的按照容量的10%、2
配置，鼓励在全省实施户用光伏发电整村推进。其他新能源项目分别按照煤电灵活性改造或在建煤电配套新能源项目、集中式化学储能、抽水蓄能配套项目。其规模分别按照煤电新增调峰空间的2倍、储能电站的5倍、抽水蓄能

于BMS+PCS+EMS的3S系统设计，围绕新能源发电配套储能、用户侧储能、用户侧光储系统、调峰调频储能系统等应用场景，为客户提供高安全、长寿命、高效率、低衰减、智能化、低成本的磷酸铁锂大容量储能系统
配套储能，通过新能源发电+共享储能的创新商业模式，打造端到端的储能全生命周期业务链。同时，公司也在积极探索将用户侧储能和新能源配套结合的商业模式，通过移峰填谷、辅助服务、需求响应和新能源配套服务等获取收益

市场运营规则(征求意见稿)》，自2020年1月发布《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》以来，甘肃的调频市场规模扩大，调峰补偿规模急剧缩小，调频收益被市场看好。最新发布的《征求意见稿》中，调频
辅助服务补偿价格由上限15元/MW下调至12元/MW。调峰辅助服务申报价格非现货期间为0.5元/kWh，现货期间为0.3元/kWh。调整后的价格对市场收益的影响还需进一步跟踪测算，调峰市场与现货市场如何融合