中國儲能網(wǎng)訊：隨著電力市場改革的進一步深化，電力輔助服務市場成為改革的熱點和重點。電化學儲能作為重要的靈活性資源，憑借快速的響應和靈活的布置方式已率先在AGC調頻領域取得商業(yè)化突破，目前的市場從山西、蒙西、京津唐、廣東正在向江蘇、浙江等地蔓延。
雖然火儲調頻為我國儲能的商業(yè)化積累了寶貴的經(jīng)驗，但其瓶頸開始顯現(xiàn)?，F(xiàn)階段我國電力輔助服務費用仍是在發(fā)電商之間的“零和博弈”，還未過渡到由電力用戶分攤的階段。
為應對大規(guī)模儲能進入市場的需求，各地不得不調整政策補償標準以降低資金使用風險，2020年，廣東、蒙西先后出臺文件，基本上是對火儲調頻領域踩了剎車；青海、湖南下調儲能調峰價格，讓儲能參與調峰輔助服務的空間大幅縮小。
一方面，頻繁的政策變動無法給投資者穩(wěn)定預期，引發(fā)業(yè)界爭議；另一方面，在國家降電價服務實體經(jīng)濟的大背景下，如果增加調節(jié)電源，按效果付費必將引發(fā)輔助服務費用和終端電費上漲，這也是目前政策制定者推動輔助服務機制“進退兩難”的原因所在。
“儲能100人”梳理了全國各地最新的調峰調頻輔助服務政策，供各位讀者參考。
1、福建
儲能調峰：電廠側儲能、用戶側儲能、獨立儲能按充放電價結算
《福建省電力調峰輔助服務交易規(guī)則（試行）（2020年修訂版）》，要求參與調峰交易的儲能規(guī)模不小于10MW/40MWh。
1）電廠側儲能調峰：在電廠計量出口內建設的電儲能設施，作為電廠儲能放電設備改善機組調峰調頻等發(fā)電性能，可與機組聯(lián)合參與調峰調頻，或作為獨立儲能主體參與調峰服務服務交易。
充電：可利用所在電廠內富余電力進行充電，也可與其它發(fā)電企業(yè)簽訂低谷時段調峰交易合同進行充電。
放電：電廠側電儲能放電電量等同于發(fā)電廠發(fā)電量，具體電費結算按國家有關規(guī)定執(zhí)行。
2）用戶側儲能調峰：在用戶側建設的電儲能設施作為用戶的儲能放電設備既可自用也可參與調峰市場交易。
充電：充電電量即可執(zhí)行目錄電價，也可參與直接交易購買低谷電量。
放電：在現(xiàn)貨市場建設前，放電電量用戶可自用，也可視為分布式電源就近向用戶協(xié)商出售電量，放電價格按照獨立儲能價格執(zhí)行。
3）獨立電儲能調峰：作為電力市場主體參與電儲能調峰交易，其充放電狀態(tài)接受電力調度統(tǒng)一調度指揮。
充電：充電電量即可執(zhí)行目錄峰谷電價，也可參與直接交易購買低谷電量。
放電：為分布式電源就近向用戶協(xié)商出售電量，放電價格按照有關規(guī)定執(zhí)行。
AGC調頻：0.1元-12元/MW
根據(jù)《福建省電力調頻輔助服務市場交易規(guī)則（試行）（2019年修訂版）》，鼓勵儲能設備、電站等以第三方提供調頻輔助服務，暫定儲能設備、儲能電站容量不少于10MW，并參照常規(guī)機組標準參與調頻市場。對于提供調頻服務的市場主體，采用“容量補償+里程補償”的方式進行補償，參與調頻市場的報價上限由8元/MW提升至12元/MW，下限為0.1元/MW。
2、青海
儲能調峰：0.5元/KWh
1）2020年12月，西北能監(jiān)局發(fā)布《青海省電力輔助服務市場運營規(guī)則》（征求意見稿），調整了儲能參與電網(wǎng)調峰的價格，每度電的補償價格由0.7元下調至0.5元，電網(wǎng)調用調峰費用計算方式也由之前的充電電量換成放電電量結算。
2）儲能電站準入條件要求充電功率在10MW及以上、持續(xù)充電時間在2小時及以上。
3、湖南
儲能深度調峰：不超過0.2元/KWh，緊急短時調峰：為0.45元/KWh-0.6元/KWh
1）2020年12月，湖南能監(jiān)辦網(wǎng)站發(fā)布《湖南省電力輔助服務市場交易規(guī)則》（征求意見稿），與今年5月印發(fā)的《湖南省電力輔助服務市場交易模擬運行規(guī)則》相比，最大的變化在于下調了火電、抽蓄、儲能電站參與深度調峰的報價限額。其中儲能參與深度調峰的報價限額，由原來的不超過0.5元/KWh下調至不超過0.2元/KWh。
2）儲能參與緊急短時調峰交易報價未做調整，為0.45元/KWh-0.6元/KWh，要求裝機容量10MW及以上。
4、山東
2020年12月31日，國家能源局山東監(jiān)管辦發(fā)布了關于修訂《山東電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）（2020年修訂版）》的通知。儲能設施包括獨立儲能設施、集中式新能源場站配套儲能設施等可以參與調峰輔助服務，門檻標準暫定為5MW/10MWh。
儲能調峰：0.15元/KWh，特殊情況0.40元/KWh
1）根據(jù)文件，市場初期，設置火電機組降出力調峰最高上限，儲能調峰價格上限按照火電機組降出力調峰價格上限執(zhí)行為0.15元/KWh。
2）若當日發(fā)生直調公用火電機組停機調峰，儲能設施有償調峰出清價格按照0.4元/kWh執(zhí)行。
AGC調頻：0-6元/MW
在試運行初期，AGC出清價格最高上限暫按6元/MW執(zhí)行，參與AGC調頻輔助服務的儲能設施不再參與有償調峰交易競價。
5、廣東
AGC調頻：6-15元/MW
2020年9月1日起廣東市場新規(guī)則《廣東調頻服務市場規(guī)則》正式運行。
1）原規(guī)則規(guī)定調頻報價范圍為6-15元/MW，新規(guī)則規(guī)定，半年對申報價格進行一次評估，當市場中申報價格為下限的機組超過所有參與報價機組的80%及以上時，提出調整建議，降低申報價格上下限。
2）原來綜合調頻性能指標修改為綜合調頻性能值的m+1次根號值，m為規(guī)則執(zhí)行的年頭數(shù)。
3）廣東現(xiàn)貨電能量市場啟動前，調頻市場未中標發(fā)電單元容量按照3.56元/MWh，調頻中標機組將不再獲得調頻容量補償。
6、新疆
儲能調峰：0.55元/KWh
2020年5月21日，新疆自治區(qū)發(fā)展改革委印發(fā)《新疆電網(wǎng)發(fā)電側儲能管理暫行規(guī)則》，提出：
1）在火電廠、風電場、光伏電站發(fā)電上網(wǎng)關口內建設的、充電功率5MW及以上、持續(xù)充電2小時及以上的電儲能設施。
2）電儲能設施根據(jù)電力調度機構指令進入充電狀態(tài)的，對其充電電量進行補償，具體補償標準為0.55元/千瓦時。
7、東北三省
儲能深度調峰：0.4元-1元/KWh，用戶側儲能雙邊交易：0.1元-0.2元/KWh
2020年9月22日，東北能監(jiān)局發(fā)布了關于印發(fā)《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則》的通知，提出：
1）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投資建設電儲能設施，10MW/40MWh以上的電儲能設施，可參加發(fā)電側調峰輔助服務市場，報價范圍為0.4元-1元/KWh。
2）用戶側電儲能設施充放電量的購售電價按照有關規(guī)定執(zhí)行。在用戶側建設的電儲能設施，須在省級及以上電力調度機構能夠監(jiān)控、記錄其實時充放電狀態(tài)的前提下參與輔助服務市場，不得在尖峰時段充電，不得在低谷時段放電，否則不予補償。
3）在風電場和光伏電站計量出口內建設的電儲能設施，其充電能力優(yōu)先由所在風電場和光伏電站使用，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。
4）用戶側儲能可與風電、光伏企業(yè)協(xié)商開展雙邊交易，市場初期交易價格上下限為0.2、0.1元/kWh。在用戶側建設的電儲能設施不得在尖峰時段充電，不得在低谷時段放電，否則不予補償。
8、安徽
儲能調峰：0.3元-0.8元/KWh，與燃煤火電機組同臺競價
1）電化學電站可作為安徽省電力調峰輔助服務的市場主體（可被電力調度機構管轄，接入35千伏電壓等級）。
2）電儲能調峰的定義：電網(wǎng)調峰能力不足時，電儲能設施根據(jù)調度指令，減少放電電功率或者增加充電功率。
3）電儲能包括：電源側電儲能、負荷側電儲能，或者公用電儲能。
4）火儲聯(lián)合的電儲能：與機組聯(lián)合調峰，按深度調峰管理。
5）公用電儲能報價：分放電降功率、充電加功率兩種情況報價，充電加功率報價不低于放電降功率報價。深度調峰時，與燃煤機組同臺競價。
9、江蘇
1）用戶側儲能調峰：根據(jù)《江蘇電力市場用戶可調負荷參與輔助服務市場交易規(guī)則（試行）》，電力市場用戶可調負荷調峰市場分為中長期可調負荷調峰市場和短期可調負荷調峰市場。
中長期可調負荷調峰交易報價：谷段報價上限：250元/兆瓦時；平段報價上限：600元/兆瓦時；峰段報價上限：900元/兆瓦時。
短期可調負荷調峰交易申報價格：調度發(fā)布的需求時段大于或等于4小時，申報價格上限為1元/千瓦時；調度發(fā)布的需求時段小于4小時，申報價格上限為2元/千瓦時。
2）儲能參與啟停調峰：根據(jù)《江蘇電力輔助服務（調峰）市場啟停交易補充規(guī)則》，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。
在調峰輔助服務市場注冊的儲能電站、綜合能源服務商，以及除供熱最小方式以外的燃煤機組、燃氣機組原則上應參與啟停調峰市場報價。
儲能電站、綜合能源服務商參照日前中標的啟停調峰折算單位電量最高價（PM），按照K2*PM標準對充（放）電容量予以結算，但不低于充放電損失。補償標準K2值由江蘇能源監(jiān)管辦會同省發(fā)展改革委（能源局）確定后通過調度機構發(fā)布。
3）AGC調頻：根據(jù)《江蘇電力輔助服務（調頻）市場交易規(guī)則（試行）》，儲能電站參與的門檻為充電/放電功率10MW/20MWh以上，鼓勵綜合能源服務商匯集單站容量達到充電/放電功率5MW以上，匯集總容量達到充電/放電功率10MW/20MWh以上的儲能電站，注冊市場成員。
江蘇電力調頻輔助服務市場補償費用分為基本補償和調用補償兩類。其中基本補償：儲能電站以及綜合能源服務商依據(jù)調頻性能、調頻容量及投運率計算基本補償費用，補償標準Kagc=2元/MW。
調用補償為：依據(jù)調頻里程、調頻性能及里程單價計算，其中儲能電站按照 KM*PM 價格予以出清，儲能出清價格補償標準KM=1，PM參照市場最高成交價，市場主體調頻里程申報價格的下限0.1元/兆瓦，上限1.2元/MW。
10、江西
根據(jù)《江西省電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》，鼓勵發(fā)電企業(yè)配置適當規(guī)模的儲能設施，實現(xiàn)儲能設施與發(fā)電機組、電網(wǎng)的協(xié)調優(yōu)化運行。
1）發(fā)電側儲能調峰：在發(fā)電企業(yè)計量關口內建設的儲能設施，作為電廠儲能設備改善機組調頻調峰等發(fā)電性能的手段之一，可與機組聯(lián)合參與調峰輔助服務交易。
（一）發(fā)電側儲能充電：發(fā)電側儲能設備可利用所在電廠富余的電力進行充電。
（二）發(fā)電側儲能放電：發(fā)電側儲能放電電量等同于發(fā)電廠發(fā)電量，具體電費結算按照國家有關規(guī)定執(zhí)行。
2）獨立儲能調峰：鼓勵獨立儲能設施企業(yè)參與電力調峰輔助服務市場。根據(jù)火電調峰報價，最低檔不超過0.2元/KWh，最高檔不超過0.6元/KWh。
11、河北南網(wǎng)
第三方獨立主體參與調峰：根據(jù)《關于征求第三方獨立主體參與河北南網(wǎng)電力調峰輔助服務市場方案與規(guī)則意見的函》，第三方獨立主體包括分布式、發(fā)電側儲能裝置、電動汽車(充電樁)、電采暖等負荷資源，第三方獨立主體約定時段調節(jié)容量不小于2MW/2MWh，聚合商約定時段調節(jié)容量不小于5MW/5MWh。
市場初期，上述主體獲得調峰服務費用與中標火電機組獲得調峰服務費用統(tǒng)一按市場規(guī)則由新能源企業(yè)和未中標火電機組分攤。
12、湖北
獨立儲能調峰：《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。具備獨立計量裝置的電儲能設施以獨立市場主體身份參與調峰輔助服務市場。
獨立儲能參與調峰要求充電功率1萬千瓦及以上、持續(xù)充電時間4小時及以上，其充放電量的電價、結算按照國家相關規(guī)定執(zhí)行。
電儲能交易模式為日前申報，日內調用。由湖北省調根據(jù)電網(wǎng)運行需要，根據(jù)日前競價結果由低到高在日內依次調用，出清價格為對應儲能設施企業(yè)日前的申報價格。
13、山西
獨立儲能調峰：根據(jù)《山西獨立儲能和用戶可控負荷參與電力調峰市場交易實施細則（試行）》，獨立儲能電站準入門檻不小于20MW/40MWh。
其中獨立儲能市場主體申報價格從意見稿中的750元-950元/MWh改為按照火電機組參與電力調峰交易末檔區(qū)間執(zhí)行。
AGC調頻：申報價格為5-10元/MW。
14、蒙西
AGC調頻：2-12元/MW
歲末年初，蒙西儲能市場迎來重大政策調整。12月30日，國家能源局華北能監(jiān)局印發(fā)關于修訂《蒙西電力市場調頻輔助服務交易實施細則（試行）》部分條款。
1）調頻里程申報價格由6-15元/MW調整為2-12元/MW。
2）調頻補償計算公式中綜合性能指標進行開根號處理。
3）調頻性能指標K1上限設置為5。
4）綜合調頻性能歸一化調節(jié)系數(shù)由1調整為0.8。
15、京津唐
AGC調頻：0—12元/MW
京津唐電網(wǎng)目前沒有開展市場化的競價來決定服務提供者。調度機構依據(jù)機組的調節(jié)性能，優(yōu)先選用性能領先的機組，以周為周期，每周五公布下周的調用機組。具體的調用數(shù)量，依據(jù)市場需求，以及調度習慣決定。
16、浙江
AGC調頻：根據(jù)《浙江電力現(xiàn)貨市場第三次結算試運行工作方案》，AGC調頻輔助服務在試運行期間，進行了申報、出清試運行，調頻容量申報價格上、下限分別建議為10元/兆瓦時和0元/兆瓦時；調頻里程上、下限分別建議為15元/兆瓦和0元/兆瓦。
17、甘肅
2020年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）。
儲能調峰：不超過0.5元/KWh
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。
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。
AGC調頻：0-15元/MW
按每天96個點進行報價（每15分鐘一個調節(jié)周期），報價范圍為0-15元/MW，最小申報單位0.1元/MW，火電廠、水電廠、電儲能資源均可參與申報調頻里程價格。
18、云南
AGC調頻：0-15元/MW
2020年9月21日，國家能源局云南能監(jiān)辦發(fā)布了“關于印發(fā)《云南調頻輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》的通知”。
AGC調頻市場補償分為里程補償與容量補償兩部分，其中未中標、未被調用的發(fā)電單元，容量補償標準為4元/MW，中標、或因電網(wǎng)需求被調用的發(fā)電單元，容量補償標準為5元/MW；里程報價上下限為3元-8元/MW，最小申報單位0.1元/MW。
19、四川
AGC調頻：不超過50元/MWh
2019年5月四川能監(jiān)辦正式印發(fā)《四川自動發(fā)電控制輔助服務市場交易細則（試行）》，要求綜合調節(jié)性能指標k大于1的發(fā)電單元必須參與申報AGC輔助服務市場，綜合調節(jié)性能指標k大于2的發(fā)電單元必須參與申報全網(wǎng)控制區(qū)。申報補償價格最小單位0.1元/MWh，上限50元/MWh。
