7月9日，國家發(fā)展改革委組織召開全國電視電話會議，安排部署2020年能源迎峰度夏工作。會議指出深化儲能和調峰機制改革，明確電源側、電網(wǎng)側、用戶側儲能責任的共擔機制，結合電力交易改革開展試點，通過靈活的市場化機制實現(xiàn)儲能和調峰的成本回收。
會議全面分析研判能源迎峰度夏供需形勢，抓住突出矛盾和問題，圍繞“改革、增儲、安全”，指導有關方面全力做好迎峰度夏能源供應保障。國家發(fā)展改革委副主任連維良出席會議并作重要講話，國家能源局副局長劉寶華提出工作要求，國家發(fā)展改革委趙辰昕副秘書長主持會議，國家電網(wǎng)公司負責同志和相關省份人民政府聯(lián)系工作的副秘書長就有關工作發(fā)言。
會議要求，各地各有關方面充分認識今年能源迎峰度夏面臨的新情況、新形勢，重點在改革、增儲、安全上下功夫，以改革保供應，以增儲保供應，以安全保供應。
會議強調，電力保供方面：
一是深化電力交易改革，全面推動簽訂電力中長期合同，加快推動電力現(xiàn)貨交易的結算試運行，市場化方式推動電力峰谷分時交易，增加現(xiàn)貨市場申報價段數(shù)，鼓勵更多輔助服務納入電力交易。
二是深化發(fā)用電計劃改革，研究制定優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電計劃與市場化交易銜接方案，分省逐步試點，推動發(fā)電側有序放開。
三是深化增量配電業(yè)務改革，創(chuàng)新對用戶的延伸服務，探索增量配電企業(yè)運營模式，明確調度規(guī)則，保障有序、安全運行。
四是深化儲能和調峰機制改革，明確電源側、電網(wǎng)側、用戶側儲能責任的共擔機制，結合電力交易改革開展試點，通過靈活的市場化機制實現(xiàn)儲能和調峰的成本回收。
五是深化清潔能源消納改革，落實保障性消納制度，區(qū)分規(guī)劃內和規(guī)劃外項目分類完善消納方案，引導清潔能源有序發(fā)展。
據(jù)北極星儲能網(wǎng)統(tǒng)計，目前已有十六個省份、地區(qū)發(fā)布了調峰輔助服務市場運營規(guī)則文件，幾乎每個文件都提及儲能可參與市場。
1、福建
6月30日福建能監(jiān)辦正式印發(fā)《福建省電力調峰輔助服務交易規(guī)則(試行)(2020年修訂版)》，在電儲能參與調峰輔助服務方面，參與調峰交易的儲能規(guī)模不小于10MW/40MWh。文件鼓勵發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、電儲能企業(yè)等投資建設電儲能設施。獨立電儲能設施的充電電量既可執(zhí)行目錄峰谷電價，也可參與直接調峰交易購買低谷電量。用戶側、獨立電儲能放電電量可作為分布式電源就近向電網(wǎng)出售電量，放電價格按照有關規(guī)定執(zhí)行.
2、湖北
6月4日，華中能源監(jiān)管局印發(fā)《湖北電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》，鼓勵發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、獨立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施。10MW/40MWh及以上的獨立電儲能設施企業(yè)可作為主體參與電力調峰輔助服務市場。參與電儲能調峰交易的電儲能設施包括除抽水蓄能以外，以壓縮空氣蓄能、飛輪蓄能等為主的物理蓄能設施，和以鋰電池、鉛蓄電池、超級電容等為主的化學儲能設施。
3、湖南
5月15日，湖南能監(jiān)辦印發(fā)《湖南省電力輔助服務市場交易模擬運行規(guī)則》，儲能等輔助服務商可作為市場主體參與，且文件指出省調可優(yōu)先調用儲能電站資源。其中在深度調峰方面，儲能電站按充電電量報價，報價上限為500元/MWH，且儲能電站充電電量同時執(zhí)行現(xiàn)行用電側峰谷分時電價；在緊急短時調峰交易，滿足技術標準、符合市場相關條件的10MW及以上的儲能電站可參與，功率≥30MW、持續(xù)60分鐘以上的儲能電站報價上限600元/MWH。
4、貴州
1月20日，貴州能監(jiān)辦印發(fā)《貴州電力調峰輔助服務市場交易規(guī)則（試行）（征求意見稿）》，文件指出鼓勵發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、電儲能企業(yè)等投資建設電儲能設施；鼓勵集中式間隙性能源發(fā)電基地配置適當規(guī)模的電儲能設施，實現(xiàn)電儲能設施與新能源、電網(wǎng)的協(xié)調優(yōu)化運行；鼓勵在小區(qū)、樓宇、工商企業(yè)等用戶側建設分布式電儲能設施。原則上，當所有涉及的燃煤機組基本調峰調用完畢后，為鼓勵電儲能產業(yè)發(fā)展，優(yōu)先按申報價格從低到高依次調用儲能調峰。當儲能調峰調用完畢或無儲能調峰調用資源，且至少需要 1 臺燃煤機組提供深度調峰服務時，啟動深度調峰；儲能調峰最高限價0.2元/kWh。
5、甘肅
1月20日，甘肅能監(jiān)辦印發(fā)《甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規(guī)則》（2020年修訂版）。文件定義在新能源場站計量出口內建有儲能設施的新能源場站稱為儲能新能源，且電儲能設施與新能源場站視為整體，儲能充電能力在棄風棄光時優(yōu)先使用，此部分充電電量視為新能源場站增量電量。電廠或用戶計量出口外的電儲能設施，可與同一控制區(qū)域的新能源電廠簽訂雙邊協(xié)議形成虛擬電廠，其充電能力由虛擬電廠中棄風棄光時優(yōu)先使用，此部分充電電量視為新能源場站增量電量。文件指出，在新能源場站或虛擬電廠中的儲能設施參與調峰輔助服務交易，申報價格上限0.5元/千瓦時。
6、東北
2019年7月1日，東北電力輔助服務市場正式啟動試運行并結算，根據(jù)文件所述，電儲能可在電源側或用戶側為電網(wǎng)提供儲能調峰輔助服務。其中用戶側電儲能設施可與風電、光伏企業(yè)協(xié)商開展雙邊交易，交易價格的上限、下限分別為 0.2、0.1 元/千瓦時。
7、河南
2019年7月29日，河南能監(jiān)辦印發(fā)《河南電力調峰輔助服務交易規(guī)則（試行）》，規(guī)則指出，電儲能既可在電源側，也可在負荷側或者以獨立電儲能設施為系統(tǒng)提供調峰等輔助服務。在發(fā)電企業(yè)建設的電儲能設施，與發(fā)電機組聯(lián)合參與調峰，按深度調峰交易管理，報價最高為0.5-0.7元/kWh。電網(wǎng)側和用戶側的電儲能設施、獨立電儲能設施均可作為獨立市場主體參與河南電力調峰輔助服務市場。河南電力調峰輔助服務交易于2020年1月1日正式啟動。
8、廣西
2019年7月，南方能監(jiān)局印發(fā)《廣西電力調峰輔助服務交易規(guī)則》(征求意見稿)，文件明確鼓勵發(fā)電企業(yè)通過利用儲能等新技術、開展靈活性改造等方式提升作為調峰能力參與交易，具備一定規(guī)模的儲能設備的主體可參與需求側調峰享受收益均攤。
9、青海
2019年8月，青海啟動電力輔助服務市場化交易試運行。根據(jù)《青海電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》，儲能電站可作為市場主體參與調峰等輔助服務，電網(wǎng)調用儲能設施參與青海電網(wǎng)調峰價格暫定0.7元/千瓦時。準入條件為發(fā)電企業(yè)、用戶側或電網(wǎng)側儲能設施，充電功率在10MW以上、持續(xù)充電時間2小時以上。
10、江蘇
2019年2月1日，江蘇省能監(jiān)辦、江蘇省工信廳印發(fā)《關于做好輔助服務（調峰）市場試運行有關工作的通知》，文件指出深度調峰報價的最高限價暫定為600元/MWh。
2019年9月18日，江蘇能監(jiān)辦發(fā)布關于《江蘇電力輔助服務(調峰)市場啟停交易補充規(guī)則（征求意見稿）》，文件表示，符合準入條件且充電/放電功率 20 兆瓦以上、持續(xù)時間 2 小時以上的儲能電站，可以直接注冊調峰輔助服務市場成員。鼓勵綜合能源服務商匯集儲能電站，匯集容量達到充電/放電功率 20 兆瓦以 上、持續(xù)時間 2 小時以上且符合準入條件的，可以注冊調峰輔助服務市場成員。
11、河北南網(wǎng)
2019年11月，《河北南網(wǎng)電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則（模擬運行版）》發(fā)布，其中指出調峰服務費用應由火電、風電、集中式光伏等發(fā)電企業(yè)共同承擔。風電光伏企業(yè)在其他資源用盡情況下，參與電網(wǎng)調峰。火電機組報價上限為500元/MWh。
12、山東
2019年11月，山東能監(jiān)辦發(fā)布《關于修訂山東電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》，文件提出試運行初期，設置有償調峰出清價最高上限，降出力調峰暫按 150 元/兆瓦時執(zhí)行，停機調峰暫按400元/兆瓦時執(zhí)行。停機調峰出清價格上限值為400元/兆瓦時。
13、華北
2019年11月，華北能監(jiān)局就《第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場試點方案(征求意見稿)》征求意見，擬通過開展試點，探索將電力輔助服務市場參與方由發(fā)電側延伸至負荷側的新機制。其中指出滿足調節(jié)容量不小于2.5MWh、最大充放電功率不小于5MW等條件的儲能裝置、電動汽車(充電樁)、電采暖、負荷側調節(jié)資源等可作為第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場，保障華北電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，提升風電、光伏等新能源消納空間。
14、寧夏
2018年3月22日，國家能源局西北監(jiān)管局會同寧夏回族自治區(qū)經(jīng)濟和信息化委員會聯(lián)合下發(fā)《寧夏電力輔助服務市場運營規(guī)則(試行)》，電儲能裝置可參與市場。
火電企業(yè)計量處口內建設的電儲能設施，可與機組聯(lián)合參與調峰，在深度調峰交易中抵減機組發(fā)電出力進行費用計算及補償。深度調峰交易采用“階梯式”報價方式，負荷率40%--50%報價范圍0--0.4元/兆瓦時，負荷率小于40%報價范圍0.4--1元/兆瓦時。在風電場、光伏電站計量出口內建設的電儲能設施，由電儲能設施投資運營方與風電場、光伏電站協(xié)商確定補償費用。用戶側電儲能設施可與風電、光伏企業(yè)協(xié)商開展雙邊交易，市場初期原則上雙邊交易價格上下限分別為0.2、0.1元/千瓦時。
15、安徽
2018年8月，華東能監(jiān)局發(fā)布《安徽電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則(試行)》征求意見稿，意見稿中明確指出電力調峰輔助服務市場包含電儲能調峰交易，電源側發(fā)電企業(yè)計量出口外的電儲能設施、用戶側的電儲能設施、以及充電功率1萬千瓦及以上、持續(xù)充電時間4小時及以上的獨立電儲能設施均可作為獨立市場主體參與安徽電力調峰輔助服務市場。意見稿中電力儲能市場交易章節(jié)對電儲能調峰交易模式、儲能企業(yè)獲得調峰服務費用等進行了詳細定義。
16、山西
2017年11月，山西能監(jiān)辦下發(fā)了《關于鼓勵電儲能參與山西省調峰調頻輔助服務有關事項的通知》，通知中明確規(guī)定儲能運營企業(yè)可參與調峰和調頻輔助服務，并且電儲能設施可作為參與輔助服務提供及費用結算的主體，電儲能設施獨立并網(wǎng),根據(jù)調度指令獨立完成輔助服務任務,并單獨計量的運行方式 。
17、重慶
2019年4月，為進一步推進重慶電網(wǎng)輔助服務市場化，促進清潔能源消納，華中能監(jiān)局、重慶經(jīng)信委聯(lián)合印發(fā)《重慶電網(wǎng)輔助服務(調峰)交易規(guī)則》，規(guī)則提到當網(wǎng)外清潔能源消納困難需要購買重慶調峰輔助服務時，開展深度調峰交易。市場主體包括重慶市電力調度控制中心直調及許可調度的發(fā)電企業(yè)(火電、水電、風電、光伏)以及向重慶電網(wǎng)送電的網(wǎng)外發(fā)電企業(yè)。
