补偿机制

智库测算，按照山东0.3949元/千瓦时的燃煤标杆电价测算，平价光伏电站按照20%配比投资储能电站，工程造价将增加0.68元/瓦，工程造价增加15%以上。在不考虑储能参与调峰补偿等商业模式前提下，项目
，要因地制宜采取风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充，并适度增加一定比例储能。 在源网荷储一体化方面，《指导意见》明确，侧重于围绕负荷需求开展，以储能等先进技术和体制机制创新为支撑，以安全

定性排序，辅助服务收益弃风弃光电量收益减少电网费用考核其他。 其中，新能源配储能参与电力系统辅助服务是收益最为确定的模式。当前，已有16个省区发布了调峰辅助服务补偿机制，储能电站可以为电力系统运行提供调频
路径包括：(1)参与调峰、调频等辅助服务，获得辅助服务补偿，(2)减少弃风、弃光电量，增加电费收入，(3)减少电网费用考核，(4)参与电力市场交易获得电价收益，(5)其他。 按照上述盈利模式的确

为进一步探讨储能技术在高安全、低成本、长寿命以及资源再利用全生命周期的研究与布局，推动并完善储能价值的市场价格机制建设，推进先进大容量储能系统技术在高比例可再生能源电网的规模化应用，有力构建市场导向
、弥补线损、功率补偿、提高电能质量、孤网运行、削峰填谷等作用，为未来分布式光伏系统应用的重要组成部分。目前光伏储能处于研发示范、商业化初期阶段，但随着技术不断进步、成本不断下降、储能产品不断完善，未来

政策框架而言，有三种可行的方式：风光装机强制按比例配置储能、各区域电网形成风光对储能的补偿分摊机制、风光储全面参与成熟的现货市场和辅助服务市场;从政策效率的角度看，第一种方式最佳。 (5)全面推动金融
供给结构讨论中，不讨论此问题。) 从经济性的角度看，经过过去二十年来的快速技术进步与降本，当前风光电力已经在全球范围内实现了不考虑电力约束补偿前提下的平价上网。光伏、风电的度电成本在全球不同辐照度

项目经济性，也应从开放市场入手，允许储能系统运营商作为市场主体提供多元化服务，进而获得多渠道收益。 业内专家认为，在新能源+储能推动举措上，探索完善的市场交易机制和价格补偿机制显得重要。只有合理化的

新疆、青海等少数地区外，多数省份并未提及财政补助、参与电力市场交易等后续补偿措施。 根据BNEF统计，2020年，国内储能成本约为0.55元/kWh，比海外略低，但由于不能从应用及调峰调频中获取合理
效措施。 2中国储能需要怎样激励? 必须指出，当前国内储能相关政策与市场机制相对滞后，应用场景广泛，但绝大部分缺少盈利模型，业主投资储能的收益无法保障，才是导致国内储能应用进程缓慢、业主不愿配置的

。 三是协同发展，建立健全市场机制。对新能源发电和储能产业发展而言，要实现健康可持续发展，最终需要建立健全市场机制，用看不见的手来带动产业的发展。进一步完善调峰补偿机制，加快推进电力调峰辅助服务、备

在不久前发布的《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》中指出：进一步完善调峰补偿机制，加快推进电力调峰等辅助服务市场化，探索推动用户侧承担辅助服务费用的相关机制，提高调峰积极性。推动储能技术

。 国网西北分部将继续深化新能源暂态性能规范和优化研究，在西北其他省(自治区)的新能源基地应用推广优化成果，并与能源监管机构加强沟通，深入探索相关补偿机制，提升源网友好互动水平，完善高占比新能源电网的网源协调体系，促进新能源源网协调与高效利用。

还应由受益方即各类用户进行支付，在现有度电成本高于传统火电成本的情况下，要推动新能源和储能配套发展，还需价值补偿。故最终要建立市场化长效机制，实现绿色价值的成本疏导。
、电力用户多方，为何成本投资却只让新能源开发商买单? 对此，国网某省级公司新能源处一位负责人向记者表示，在价格机制无法向终端用户疏导的情况下，增配储能要么由电网买单，要么由发电企业买单。新能源增配