在双碳目标下，社会用电需求量不断增长，大规模新能源逐步入场，导致火电承担电网深度调峰调频的担子日益沉重，传统发电产业和电网面临严峻的挑战，而储能在电力系统的应用恰好解决了这一难题，顺应了能源的发展趋势。

近期，各地密集陆续发布推动储能、调峰、虚拟电厂等参与电力辅助服务的政策，储能凭借快速精确的响应能力和灵活的布置方式，出现在了更广泛的电力辅助服务市场内。

01

我国电力系统辅助服务市场

电力系统辅助服务（是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网企业和储能设施、参与市场化交易的电力用户以及聚合商、虚拟电厂等第三方提供的服务。

我国电力辅助服务建设职责分工：

国家能源局派出机构：国家能源局派出机构负责所在地区的电力辅助服务管理，组织建设电力辅助服务市场，组织电网企业和并网主体确定电力辅助服务补偿标准或价格机制。

电力调度机构：电力调度机构遵照电力辅助服务管理实施细则和市场交易规则，负责电力辅助服务的选取、调用、计量和费用计算、数据统计、公示、核对、技术支持系统建设运行。

电力交易机构：电力交易机构负责通过信息披露平台向所有市场主体披露相关考核和补偿结果，制定信息披露标准格式，开放数据接口。

电网企业：电网企业、电力调度机构、电力交易机构按照有关规定和职责分工，向并网主体结算费用。

电力辅助服务市场是用市场化的机制，激励参与辅助服务的市场主体。

目前在我国电力辅助服务市场的产品品种较为齐全，包括：基本辅助服务，一次调频、基本调峰、基本无功调节；有偿辅助服务，自动发电控制（AGC）、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制（AVC）、旋转备用、热备用、黑启动。各省根据自身情况，产品略有差别。

我国已初步形成以调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场体系。

区域辅助服务市场以区域调峰辅助服务为主，实现了调峰辅助服务资源在区域内的共享互济，有效提高了区域电网对新能源的消纳能力。

华北、华东、华中、东北、西北均已正式运行区域内调峰辅助服务市场，西南于2022年7月正式启动川渝一体化电力调峰辅助服务市场；同时，南方区域还进一步探索了区域调频辅助服务市场，目前已于2021年4月正式启动运行，实现了南方区域调频辅助服务的统一规则、集中申报、协同出清，实现了调频辅助服务资源在南方区域内的大范围优化配置。

省级辅助服务市场主要开展了调峰辅助服务和调频辅助服务，国网经营区内除西藏外，其余省份均已开展辅助服务市场运行或试运行，其中均参与了调峰辅助服务（含区域调峰）；山西、山东、江苏、浙江、福建、甘肃、四川共7个省份开展了调频辅助服务；吉林、黑龙江则同步建设了省级备用辅助服务市场。

02

储能商业模式现曙光

“新能源配储如果想获得足够收益，需要深度参与电力辅助服务、电力现货等各类电力市场，但是目前市场机制尚未创造更多的可操作空间。”三峡能源相关负责人表示，“当前储能收益主要来源于电能量转换与辅助服务，建议通过进一步明确市场和价格规则，完善储能商业模式及电价机制，保证储能收益的稳定性和可持续性。”

商业模式不清晰使得新能源企业虽然配置了储能，但仍旧有部分电力无法参与电力市场现货交易，真正实现并网和利用。

嘉泽新能董事长陈波表示，单个电厂所配的储能不归电网调度，不管是“储”还是“放”，电价没有变化，这样单算储能投资肯定是不合适的。

“拓展储能电站的商业模式就是让储能多参与市场，才能创造更多的价值。”中国电力工程顾问集团有限公司储能院副院长戚宏勋表示。

也就是说，储能只有在参与电力市场化交易，设定相关电价的基础上才能有收益。《基本规则》和《监管办法》的推出，给储能行业的进一步发展带来了转机。

东亚前海证券研报指出，政策推动新型储能参与现货市场交易有利于探讨其商业模式，助力新型储能行业实现快速发展。

“《基本规则》发布后对公司储能业务的发展壮大是一个极为有利的契机。”双杰电气相关人员说，“公司已经布局分布式储能技术，并贯穿光伏、风电新能源、充电桩/站开发与利用的全部环节。目前拥有成熟的光储充换一体化多能源解决方案，并且在传统电化学储能的基础上，积极布局新型储能技术的发展方向，对光热储能技术进行了预研。”

03

降本仍是关键

“电力现货市场对新能源及储能、虚拟电厂等新兴主体的影响未必是正面的，可能会形成收益风险。”林玮则表达了不同的观点，其认为，首先，现货市场条件下的平均峰谷电价差不一定上升，反倒是可能由于市场机制的调节，引发用户主动削峰填谷，峰谷价差减小，且对基于天气的功率预测提出了更高要求。其次，储能和虚拟电厂在电网侧调用中属于成本较高的选项，一般调峰优先煤电气电，储能如不能快速降本，将很难有市场竞争力。再者，曲线可预计的高能耗厂家一般与售电公司签订长协价（低于标杆电价），现货市场交易较少，储能和其他场站一起参与现货交易，也不具备成本优势。

独立国际策略研究员陈佳也坦言，虽然两文件出台意义重大，但并不意味着中国储能市场建设与体制机制创新的工作可以躺平，反而是要激励广大储能市场建设参与者更加努力去破题创新。

其以虚拟电厂举例，这套机制并非“包治百病”，相比传统调峰体系它固然是一套非常先进的主动调峰市场化管理体系，但近期欧洲能源危机极大影响了其工作效率并危及欧盟各国能源安全。“简言之，这套体系强调的主动调峰是建立在欧盟体系电力系统能兼顾负荷与电源的市场化基础上的，当面对战争因素之时，其弱点被无限放大。欧洲大陆夏季遭遇高温旱灾，虚拟电厂也未能救民于水火。而今欧盟能源危机还在深化，除了国际政治和自然灾害这个起因，也有其电力系统机制抗风险不足的技术因素在内。”

林玮称，整体上看，储能、虚拟电厂等新模式等还有赖于各地政策推动，包括容量电价补偿或者调峰服务费（例如每千瓦时补贴0.3元等），即通过飞轮效应、规模效益推动快速降本。

04

政策细化 引导储能参与辅助服务市场

目前，我国的电力辅助服务市场的主体是发电企业，主要是火电厂，其次是水电厂。电化学储能以其灵活性高、响应速度快、环境资源约束小、技术进步空间大、与新能源协同效应高的优势，在电力辅助服务市场有巨大的应用空间。未来伴随着我国能源结构的转型、电力市场的成熟和储能成本的降低，电化学储能将爆发出巨大的潜力。

根据东方证券的测算，全球2025年电网侧调频需求带动的储能需求为6.9GWh，复合增长率达65.7%，电网侧调峰需求产生的储能需求为20GWh，复合增长率达 31.3%。

随着电力市场改革的进一步深化，电力辅助服务市场已成为改革的热点和重点。各地以国家能源局为核心，六大区域监管局相继出台两个辅助服务实施细则，鼓励并允许储能作为独立主体参与电力辅助服务市场。

2021年，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》，明确电力辅助服务提供主体包括火电、水电、核电、风电、光伏发电、抽水蓄能、新型储能等以及能够响应调度指令的用户可调节负荷（包括通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合的可调节负荷）等并网主体。

2022年8月，华东区域两个细则明确指出储能可参与一次调频、AGC、调峰、无功调节等辅助服务种类；9月，华北区域两个细则征求意见稿规定发电侧并网主体、负荷侧并网主体、新型储能可参与有功平衡、无关平和、事故应急与恢复等辅助服务品类，而新能源配储、独立储能暂不可参与调峰辅助服务。

福建、山西、湖北、甘肃等省市也先后出台政策允许独立储能等参与辅助服务市场。

在辅助服务品种方面，2022年6月，山西发布《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）的通知》，指出鼓励新能源企业通过双边协商交易向独立储能运营商购买一次调频服务，为全国首个正式发布的新型储能参与一次调频有偿服务的地方政策。2022年8月，云南发布《云南黑启动辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》。文件中规定了电化学储能黑启动的技术条件、黑启动准备、自启动、启动发电设备、恢复变电站供电的要求。

储能补偿标准方面，有固定补偿和市场化补偿两种形式，固定补偿一般按照各省电力辅助服务管理实施细则等规则中规定的标准获取收益，而市场化补偿按照地区辅助服务市场运营规则获取市场化收益。

最后

未来，电力辅助服务市场规模有望扩大，2025年预计可达1710亿元，2030年可达1980亿元。据国家能源局披露，辅助服务目前市场规模占约占全社会总电费的1.5%，未来有望达到3%以上并随新能源大规模接入不断增加。

根据中电联、国家能源局相关预测，2025年、2030年全社会用电量预计达到9.5万亿 kWh、11万亿 kWh。假设电价维持2018年全国平均销售电价0.6 元/kWh，根据国际经验，辅助服务费占全社会用电费用的比例取3%，2025年、2030年辅助服务市场规模将分别达到 1710 亿元、1980亿元。

文章来源： 储能头条， 贤恩新能源，钛媒体APP