2023年8月3日，储能行业最新研究成果：《双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究》（以下简称“报告”）。

随着可再生能源的快速增长，电力系统将需要更大的灵活性以确保可变可再生能源能够可靠、有效地集成到电力系统中。储能被视为推动可再生能源有效整合的解决方案之一。然而，发电侧储能目前更多的是通过新能源项目配储进行建设，缺乏清晰成熟的商业模式和市场机制，可获得收益的方式较为有限，难以完全反映储能所具备的多重价值。储能的价值包括削峰填谷、调峰调频服务、容量支撑等直接价值，也包括延缓电力系统其他设备设备损耗、减碳降耗环境效益等间接价值。

报告认为，储能的价值跨越了电力系统价值链（发电、输电、配电和用户）之间的界限，具有明显的“外部性”。随着新型电力系统建设的深入推进，加之电力市场化改革进程的加速，储能带来的外部价值有望逐步得到认可，潜在收益获得体现。

报告建议，发电侧储能规模化发展需要完善电力市场规则，应建立储能与新能源联合参与市场的交易机制，尽快出台或完善储能+火电、储能+新能源、独立储能等不同形式参与辅助服务市场的规则，并推行多重收益叠加，允许储能以多种方式（储能+新能源、储能+火电、独立储能）灵活参与多个细分市场，如现货+调频、调峰+调频等，使其能够在各类市场中进行灵活交易，充分发挥其灵活调节价值。

由于储能在不同应用场景下的减煤、减碳机理不同，报告建议建立和完善体现储能间接绿色价值的政策，理顺“电力-绿证-碳交易”市场的关系，建立“电-碳-证”市场协同机制，使储能的绿色价值得到充分体现。在此基础上，还需要在多元化储能技术研发及应用、混合储能技术研发及应用等方面发力。

报告认为，新能源单独配储、火储联合调频、共享储能是目前国内发电侧储能的主要应用场景。区域上看，不同地区电源的结构类型、装机规模和出力特性等是影响发电侧储能配置的关键因素，应根据本地电源基础数据，并结合电网需求，选择储能技术及确定规模。

原标题：报告建议：建立储能与新能源联合参与市场的交易机制