响应补偿电价
方面，除了需求侧响应等措施外，受制于技术、市场等一系列原因，还有潜力待挖。
舍弃风光尖峰电量 提高系统灵活性
在目前的形势下，如何提高电力系统的调节能力?
叶春建议：目前，我国主要还是依靠补偿机制推动
独立企业，当时的国家电监会于2006年颁布《发电厂并网运行管理规定》和《并网电厂辅助服务管理暂行办法》，用于明确辅助服务的调用和补偿规则。这就是行业熟知的两个细则。
2014年，为充分激发火电调峰的
的需求响应鼓励政策，都在为储能产业释放出积极的信号。只有这些政策导向和市场化成果能够常态化，储能才可以正常、放心地走路。郑华说。
高成本机组与低电价预期难以适配，系统如何做好加减法?
从十二五时期
成本机组如何与低电价预期适配的问题，恐怕将成为未来一段时期内全行业都在迫切寻找的答案。
故事的A面：新+储符合大多数人的利益，但称为趋势还为时尚早
提前一年完成十三五规划目标的新能源，让世人看到了
发电适时变大变小的能力。从技术角度讲，配套储能是提高新能源消纳比例的有效手段。利用储能技术快速响应、双向调节、能量缓冲的特性，可以极大提高新能源系统的调节能力和上网友好性。胡静表示。
新能源+储能是
性能优越，能够满足电站调频需求，可进一步提升电网友好性。同时，整套储能系统极大地提高了机组的AGC调节性能指标与AGC补偿收益，减小了考核成本，增加了电站的收入。
据介绍，储能犹如充电宝，能实现电力的充
电价的基础上每千瓦时加价0.1元。尖峰电价增收的资金用于需求响应可中断电价和可再生能源消纳补贴的支出，可跨年滚动使用。2018年，山东在需求响应实施方案中，创新性地采用了单边集中竞价方式确定客户补偿
碳减排与能源转型协同推进。 推动形成科学电价机制。加快完善一次能源价格、上网电价、销售电价联动机制，使电价真实反映能源成本、供求关系和生态环境成本。完善省间辅助服务补偿和交易机制，充分利用输电通道容量和
(市场)机制、峰谷分时电价政策、两部制电价、需求响应补贴激励等，如各区域两个细则、地方电力辅助服务市场交易规则等，明确了储能参与市场的主体身份以及补偿方式;又如新修订的明确了电储能设施费用不得计入输配电
管理等各环节均产生影响。主要影响表现为：开发企业利润空间收窄，对利用小时数更加敏感;项目缺少上网电价参照，投资风险加大;电网企业接网和保障消纳压力不断增大;地方政府失去间接转移支付，发展积极性降低
地区新能源开发利用，减少配套煤电规模，提升外送通道利用率和通道新能源占比。积极推动新能源发电就地消纳模式创新，结合本系统实际发展需求，依托技术与机制集成创新，通过需求侧响应、虚拟发电厂、自备电厂调峰
创造的路径包括，参与调峰、调频获得辅助服务补偿，减少弃风弃光电量增加电费收入，参与电力市场交易获得电价收益，削峰填谷获得峰谷价差。
从储能投资下降的空间看，储能系统成本已经由年初2元/Wh以上
人民币一度的尖峰电价。由于电池储能系统能迅速响应，有电力企业每年都能拿到这个尖峰需求。
美国推动建立了储能系统的投资税收抵免政策(Investment Tax Credits)，同时购买和安装储能系统与
格下降90%以上。技术大幅进步、LCOE大幅下降以及现有光伏电站未到寿命期(25年)被替代均是大概率事件。对改造项目来说，电站的发电量衰减越大，电站的电价越高;电站的问题越多，改造的收益实际上也越大，此类
：
效益型技改包括电站增容改造、老旧设备更换、PID效应抑制装置改造等;
生产型技改包括AGC/AVC系统升级改造、无功补偿改造、监控系统升级技改;
安全性技改包括电力监控系统安全防护技改、屋顶锈蚀桥架
、月度的发电计划在日前和实时落实时必须依靠电力系统所有环节的频繁、深度参与和协作。由于调峰补偿力度不够、需求侧响应机制缺失等因素，各类资源频繁参与系统调节的积极性不高，系统灵活性不足，影响新能源优先
新能源与大用户直接交易、新能源与火电发电权交易，建立调峰辅助服务市场等。
(1)新能源电力直接交易
新能源直接交易机制主要是以优惠的电价来吸引用电量大的工业企业使用新能源，交易价格、交易量由双方协商
