从解决西北部地区既有可再生能源的弃电问题，到破解中东部地区新增可再生能源消纳困局，储能已从技术层面获得了认可。在“十三五”末和“十四五”初期，即使在缺少市场机制和价格补偿机制的情况下，部分发电企业将不得不部署储能技术应用，这也许将是我国上半年和全年储能发展的“最大亮点”?！读赡》绲缦钅拷ㄉ璺桨浮泛汀蹲灾吻⒄垢母镂赜谧橹瓯?020年国家补贴光伏发电项目的通知》的发布，再次明确配套储能系统的可再生能源项目可获得优先支持。

从2020年3月发布《关于发布全省2020-2021年度新能源消纳预警结果的通知》，到4月《关于做好储能项目站址初选工作的通知》中的28家企业承诺配套风电+储能项目共计388.6MW/777.2MWh，再到5月印发《湖南省电力辅助服务市场交易模拟运行规则》，终算是对既有和新增储能为电力系统所提供的服务明确了价值回报。现阶段，储能可通过深度调峰、紧急短时调峰交易等获得价值补偿，政策文件本身提出了储能参与调峰交易的补偿方式。但显然，现有市场主体更关心类似政策背后的逻辑，但这些“隐形逻辑”尚不能放到政策文件中予以明示。

面对可再生能源配套储能的政策机制，大家普遍关心如下问题：

一是调峰调用频次如何，能否保证配套储能系统充分利用？

二是充电成本如何计算，放电价值如何结算，存下来的电能否顺利放出去？

三是紧急短时调峰是否和尖高峰时段重叠，若重叠如何体现储能价值，其计算的基准又是什么？

各地可再生能源配套储能政策还很难公开解答此类问题，一些地区配套储能系统的可再生能源场站仍需要示范引领，且要在政策背后给予调用支持。此外，山西省电力公司提出了可通过储能技术，实现新能源场站一次调频功能，但当前形势下，储能或许也并不是唯一解，这还需充分对比不同系统投入的经济性，以及储能系统的额外价值体现。

5月，华北能监局印发《蒙西电力市场调频辅助服务交易实施细则（征求意见稿）》，也意味着蒙西调频辅助服务即将从“两个细则”过渡至辅助服务市场阶段，继去年对《内蒙古电网发电厂并网运行管理实施细则（试行）》中“日调节深度”及“AGC 服务贡献日补偿电量”统计计算方式进行修订后，新的调频辅助服务市场交易规则将继续执行按效果付费，并对同时参与调频市场和现货电能量市场的主体，给予调频容量补偿和调频里程补偿，里程补偿申报价格范围为6-15元/MW。在此市场规则下，火电储能配套仍有价值体现。

储能实际早已挂上“新基建”的名号，5G、特高压、数据中心等都是储能重点应用领域，储能在用户侧的价值同样可在5G基站侧得到体现，各省电价政策势必将要予以倾斜，即允许其执行峰谷价差，并在现有价差基础上予以扩大。

五月，我国各地区所出台的储能直接支持政策具体信息如下图所示：