中国储能网讯：近日，辽宁省《深化新能源上网电价市场化改革实施方案》及《新能源增量项目竞价方案》的征求意见稿发布，这套组合拳不仅重构了新能源的价格形成机制，更在储能领域开辟了全新的市场空间。通过容量补偿、辅助服务市场、现货交易等多维制度设计，辽宁正为储能行业构建一个兼具短期收益保障与长期价值实现的政策框架。

政策明确提出建立发电侧市场化容量补偿机制，现阶段对电网侧新型储能采用固定容量电价补偿。这一举措直接回应了储能行业长期面临的成本回收难题——通过按容量贡献给予补偿，储能项目的固定成本得以分摊，投资回报的确定性显著提升。

更值得关注的是，辽宁并未止步于固定补偿，而是同步探索容量市场机制，未来将允许储能通过参与容量市场获得电费。这种“固定+市场”的双轨设计，既保证了储能项目的初期投资安全性，又为长期收益预留了市场化空间。

辽宁已发布的《电力辅助服务（调频）市场实施细则》，明确电化学储能、虚拟电厂等新型主体可参与调频市场。储能设备以其毫秒级响应速度，在调频市场中具备天然优势。尽管当前政策对储能调频里程设置了折扣系数，但随着市场机制的完善，这一限制有望逐步放宽。更关键的是，辽宁将辅助服务费用明确由用户用电量和未参与电能量市场的上网电量共同承担，拓宽了成本分摊渠道，进一步提升了储能参与辅助服务的经济性。 

辽宁现货市场的价格机制设计颇具突破性：申报价格上限1.1元/KWh，出清价上限却放宽至1.5元/KWh，同时允许-0.1元/KWh的负电价。这种“高上限+宽幅波动”的定价模式，为储能创造了更大的价差空间。

储能设备可在低电价时段充电、高电价时段放电，通过现货价差获取收益。尤其当新能源大规模并网导致日内负荷波动加剧时，储能的削峰填谷价值将进一步凸显。政策还规定机制电量不参与日前市场，未纳入机制的电量可参与日前交易，这为储能灵活参与不同时间尺度的市场提供了操作空间。

在绿电交易领域，辽宁规定分布式光伏可聚合参与市场，且绿证收益由省级账户统筹。这一设计为“新能源+储能”的组合模式打开了新思路：储能可通过聚合分布式光伏参与绿电交易，既帮助新能源项目提升绿电消纳比例，又可分享绿证收益。更重要的是，政策明确机制电量不重复获得绿证收益，避免了政策红利重叠，引导储能与新能源项目在市场化框架下形成协同。

增量项目通过竞价确定机制电量与电价，2025年竞价上限0.33元/KWh、下限0.18元/KWh，执行期限12年。这一价格区间既考虑了新能源的成本收益，也为储能配套项目预留了合理的利润空间。

尤其当储能与新能源项目捆绑参与竞价时，储能可通过降低新能源项目的弃风弃光率，提升整体项目的竞价能力。政策设置的120%申报充足率下限，更将倒逼市场形成充分竞争，推动储能技术成本与新能源项目开发成本同步优化。

辽宁的改革方案，标志着储能正在从新能源的“配套设施”转变为电力市场的“独立主体”。通过容量补偿托底、辅助服务增值、现货市场套利、绿电交易联动等多重收益路径，储能项目的经济性已不再依赖单一补贴或强制配储政策，而是真正融入市场化交易体系。

这种转变不仅将激活社会资本对储能的投资热情，更将推动储能技术在调频、调峰、黑启动等多元场景中的创新应用。

具体原文如下：