电力辅助
，放电时作为发电企业参与交易，充电时视同电力用户参与交易。独立储能电站向电网送电的，相应的充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。蒙西地区的独立储能电站可通过参与电力现货市场和电力辅助服务市场获得收益
，充放电电量电价以及辅助服务费用按相关市场价格及规则执行。蒙东地区的独立储能电站在电力现货市场和电力辅助服务市场运行之前，参与电力市场交易，执行峰谷、尖峰等分时电价政策，并按照东北区域电力辅助服务管理
发电项目延期并网，降低光伏项目的经济性和规模效应。此外，我国电力辅助服务市场还不完善，缺乏灵活机组改造补偿机制，无法充分利用现有灵活性电源，这在一定程度上抑制了光伏发电消纳空间。(六)我国“碳管理”仍处于起步
可行的商业模式，完善电力辅助服务市场能细化和丰富储能收益来源，是提升储能经济性的重要手段。并针对创新新型储能商业模式给市场主体提供了几点建议和发展方向。通过参与电力现货市场，带动储能经济性提升。在“储能
40.963GW，占比52.2%，成为光伏产业增长的重要引擎，也被寄望参与绿电交易、电力辅助服务等与电网互动频繁的多元化场景。政策暖意频出，印证发展趋势。国家发展改革委等多部门联合印发的《电力需求侧管理办法
积极性，提升系统灵活调节能力。三、关于完善配套机制(一)进一步完善价格财税政策和市场机制。成本疏导机制方面，国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》等文件，按照“谁提供、谁获利;谁受益、谁承担”原则，明确
充电站，融合光伏、储能、全液冷超充系统智能协同控制，大幅提升充电服务能力，并通过储能设施降低用电成本、缓解用电负荷，后期参与电力辅助市场交易。项目投运后，每年可服务新能源车20万辆，投资周期内减少
。3.建立独立新型储能容量共享租赁机制。建议参考区间为200-400元/千瓦年。鼓励新能源开发企业和独立储能新型储能项目业主单位签订长期租赁协议合同。4.支持独立新型储能参与电力辅助服务。5.支持独立
移、市场化交易、需求侧响应、和电力辅助服务。其中，前两大盈利方式主要是基于分时电价和需量电价两种电价机制的电费套利，能量时移则是结合分布式光伏发电的储能应用模式，而后三大盈利方式，均可通过将工商业储能
主体地位;支持电源侧、负荷侧配建储能在具备相关条件独立运行后参与辅助服务调用和补偿;增加一次调频、自动电压控制等辅助服务补偿力度，为储能提供更多获利途径。二是修订《东北电力辅助服务市场运营规则》，激励
储能参与系统调节。将新型储能、虚拟电厂等更多市场主体纳入东北电力辅助服务市场交易;建立完善独立储能参与调峰、调频的条件、报价标准等规则条款，鼓励储能电站作为辅助服务提供者参与供需匹配平衡。三是鼓励支持
参与辅助服务。独立储能参与电力辅助服务交易时，按照市场价格优先出清。优化调度运行机制，对于独立储能项目，电网企业应科学安排优先调用，每年调用完全充放电次数原则上不低于300次，保障独立储能调度频次和
