纳入电力系统辅助服务范畴，制定相关政策，促进储能电站参与辅助服务
《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》已经允许储能参与电力辅助服务，但相关的结算机制并未确定。在现行主要以火电机组参与的电力辅助服务市场中，“三北”地区调峰的结算方式如下：
表 2 “三北”地区调峰辅助服务现行结算方法 资料来源：CNESA
同样以桥湾变电站120MW/240MWh独立储能电站为例，假设一天参与两次调峰，且储存的电量在用电高峰时段按照风电上网电价卖出(按0.5元/kWh计算)，充放电效率90%，一年按365天计算，则不同地区的收益情况如下表：
如储能电站进一步参与其他辅助服务，例如调频辅助服务，经过优化设计，有可能获得更多的收益，进而进一步缩短投资回报期。
对于储能系统来说，可以参与辅助服务市场，显然可以促使储能形成一定的商业模式，目前还没有明确的储能参与辅助服务市场的规则制定，但如果按照现行的模式，在一些地区已经具备盈利空间，未来应根据储能的特点，制定适应的规则，促进储能的应用。
(2)制定更严格的风电、光伏准入规则，促进储能应用
例如对风电、光伏的电能质量制定严格的标准，促进储能应用。目前的标准较为宽松，风电站、光伏电站在提高风电、光伏发电质量的问题上，动力不足。
以风电的波动率为例，根据2005年发布的《风电场接入电力系统技术规定》，我国风电场的波动率的控制标准如下：
表 3 我国风电波动率控制标准
张北风光储输示范项目的相关经验表明，以上标准不足以促进储能的应用。制定更严格的标准，在没有储能设备的参与的情况下，达标困难，例如每分钟变化率2%，每十分钟变化率7%， 这将大大促进风光电站应用储能的积极性。
(3)明确电网的责任
在前期电网建设运营示范项目，积累相关调度管理经验后，储能电站的建设应该从电网释放，储能建设的投资方应向独立于电网的第三方转移，而电网将主要承担以下责任：
主动为储能设施接入电网提供服务;
电力调度机构负责并准确计量储能电站电量、电力服务，按规定及时结算储能电站收益;
协调区域风电站与储能电站的运营，提供相关电力数据，帮助研究、制定储能电站的优化运行策略。
结合运行情况，研究制定储能电站并网标准，规范储能电站运行;
积极协助建立电力辅助市场。
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