隨著電力市場改革的進一步深化，電力輔助服務(wù)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(yīng)和靈活的布置方式已率先在AGC調(diào)頻領(lǐng)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。
（19省最新的調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)政策，如表所示）
雖然火儲調(diào)頻為我國儲能的商業(yè)化積累了寶貴的經(jīng)驗，但其瓶頸已開始顯現(xiàn)?，F(xiàn)階段我國電力輔助服務(wù)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(yīng)對大規(guī)模儲能進入市場的需求，各地不得不調(diào)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(diào)頻領(lǐng)域踩了剎車；青海、湖南下調(diào)儲能調(diào)峰價格，讓儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)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(yù)期，引發(fā)業(yè)界爭議；另一方面，在國家降電價服務(wù)實體經(jīng)濟的大背景下，如果增加調(diào)節(jié)電源，按效果付費必將引發(fā)輔助服務(wù)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(wù)機制“進退兩難”的原因所在。
1、福建：儲能調(diào)峰——電廠側(cè)儲能、用戶側(cè)儲能、獨立儲能按充放電價結(jié)算，AGC調(diào)頻：0.1~12元/MW
《福建省電力調(diào)峰輔助服務(wù)交易規(guī)則（試行）（2020年修訂版）》，要求參與調(diào)峰交易的儲能規(guī)模不小于10MW/40MWh。
1）電廠側(cè)儲能調(diào)峰：在電廠計量出口內(nèi)建設(shè)的電儲能設(shè)施，作為電廠儲能放電設(shè)備改善機組調(diào)峰調(diào)頻等發(fā)電性能，可與機組聯(lián)合參與調(diào)峰調(diào)頻，或作為獨立儲能主體參與調(diào)峰服務(wù)服務(wù)交易。
充電：可利用所在電廠內(nèi)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(diào)峰交易合同進行充電。
放電：電廠側(cè)電儲能放電電量等同于發(fā)電廠發(fā)電量，具體電費結(jié)算按國家有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
2）用戶側(cè)儲能調(diào)峰：在用戶側(cè)建設(shè)的電儲能設(shè)施作為用戶的儲能放電設(shè)備既可自用也可參與調(diào)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(shè)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(diào)峰：作為電力市場主體參與電儲能調(diào)峰交易，其充放電狀態(tài)接受電力調(diào)度統(tǒng)一調(diào)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(guān)規(guī)定執(zhí)行。
AGC調(diào)頻：0.1~12元/MW根據(jù)《福建省電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易規(guī)則（試行）（2019年修訂版）》，鼓勵儲能設(shè)備、電站等以第三方提供調(diào)頻輔助服務(wù)，暫定儲能設(shè)備、儲能電站容量不少于10MW，并參照常規(guī)機組標準參與調(diào)頻市場。對于提供調(diào)頻服務(wù)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(diào)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(diào)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(wù)市場運營規(guī)則》（征求意見稿），調(diào)整了儲能參與電網(wǎng)調(diào)峰的價格，每度電的補償價格由0.7元下調(diào)至0.5元，電網(wǎng)調(diào)用調(diào)峰費用計算方式也由之前的充電電量換成放電電量結(jié)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：儲能調(diào)峰——＜0.2元/kWh，緊急調(diào)峰：0.45-0.6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(wù)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(wù)市場交易模擬運行規(guī)則》相比，最大的變化在于下調(diào)了火電、抽蓄、儲能電站參與深度調(diào)峰的報價限額。其中儲能參與深度調(diào)峰的報價限額，由原來的不超過0.5元/kWh下調(diào)至不超過0.2元/kWh。
2）儲能參與緊急短時調(diào)峰交易報價未做調(diào)整，為0.45元/kWh-0.6元/kWh，要求裝機容量10MW及以上。
4、山東:門檻標準暫定為5MW/10MWh
2020年12月31日，國家能源局山東監(jiān)管辦發(fā)布了關(guān)于修訂《山東電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）（2020年修訂版）》的通知。儲能設(shè)施包括獨立儲能設(shè)施、集中式新能源場站配套儲能設(shè)施等可以參與調(diào)峰輔助服務(wù)，門檻標準暫定為5MW/10MWh。
儲能調(diào)峰：0.15元/kWh
1）根據(jù)文件，市場初期，設(shè)置火電機組降出力調(diào)峰最高上限，儲能調(diào)峰價格上限按照火電機組降出力調(diào)峰價格上限執(zhí)行為0.15元/kWh。
2）若當日發(fā)生直調(diào)公用火電機組停機調(diào)峰，儲能設(shè)施有償調(diào)峰出清價格按照0.4元/kWh執(zhí)行。
AGC調(diào)頻：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(diào)頻輔助服務(wù)的儲能設(shè)施不再參與有償調(diào)峰交易競價。
5、廣東：調(diào)頻報價——6~15元/MW
2020年9月1日起廣東市場新規(guī)則《廣東調(diào)頻服務(wù)市場規(guī)則》正式運行。
1）原規(guī)則規(guī)定調(diào)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(diào)整建議，降低申報價格上下限。
2）原來綜合調(diào)頻性能指標修改為綜合調(diào)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(diào)頻市場未中標發(fā)電單元容量按照3.56元/MWh，調(diào)頻中標機組將不再獲得調(diào)頻容量補償。
6、新疆：儲能調(diào)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(cè)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(guān)口內(nèi)建設(shè)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(shè)施。
2）電儲能設(shè)施根據(jù)電力調(diào)度機構(gòu)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?。簝δ苌疃日{(diào)峰——0.4元-1元/kWh，用戶側(cè)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(guān)于印發(fā)《東北電力輔助服務(wù)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(wù)提供商投資建設(shè)電儲能設(shè)施，10MW/40MWh以上的電儲能設(shè)施，可參加發(fā)電側(cè)調(diào)峰輔助服務(wù)市場，報價范圍為0.4-1元/kWh。
2）用戶側(cè)電儲能設(shè)施充放電量的購售電價按照有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。在用戶側(cè)建設(shè)的電儲能設(shè)施，須在省級及以上電力調(diào)度機構(gòu)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(wù)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(nèi)建設(shè)的電儲能設(shè)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(shè)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(cè)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(cè)建設(shè)的電儲能設(shè)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(diào)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(diào)峰輔助服務(wù)的市場主體（可被電力調(diào)度機構(gòu)管轄，接入35千伏電壓等級）。
2）電儲能調(diào)峰的定義：電網(wǎng)調(diào)峰能力不足時，電儲能設(shè)施根據(jù)調(diào)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(cè)電儲能、負荷側(cè)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(diào)峰，按深度調(diào)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(diào)峰時，與燃煤機組同臺競價。
9、江蘇：電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場補償費用分為基本補償和調(diào)用補償兩類
1）用戶側(cè)儲能調(diào)峰：根據(jù)《江蘇電力市場用戶可調(diào)負荷參與輔助服務(wù)市場交易規(guī)則（試行）》，電力市場用戶可調(diào)負荷調(diào)峰市場分為中長期可調(diào)負荷調(diào)峰市場和短期可調(diào)負荷調(diào)峰市場。 中長期可調(diào)負荷調(diào)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(diào)負荷調(diào)峰交易申報價格：調(diào)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(diào)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(diào)峰：根據(jù)《江蘇電力輔助服務(wù)（調(diào)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(diào)峰輔助服務(wù)市場成員。鼓勵綜合能源服務(wù)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(diào)峰輔助服務(wù)市場成員。在調(diào)峰輔助服務(wù)市場注冊的儲能電站、綜合能源服務(wù)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(yīng)參與啟停調(diào)峰市場報價。 儲能電站、綜合能源服務(wù)商參照日前中標的啟停調(diào)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(jié)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(diào)度機構(gòu)發(fā)布。
3）AGC調(diào)頻：根據(jù)《江蘇電力輔助服務(wù)（調(diào)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(wù)商匯集單站容量達到充電/放電功率5MW以上，匯集總?cè)萘窟_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(diào)頻輔助服務(wù)市場補償費用分為基本補償和調(diào)用補償兩類。
其中基本補償：儲能電站以及綜合能源服務(wù)商依據(jù)調(diào)頻性能、調(diào)頻容量及投運率計算基本補償費用，補償標準Kagc=2元/MW。
調(diào)用補償為：依據(jù)調(diào)頻里程、調(diào)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(diào)頻里程申報價格的下限0.1元/兆瓦，上限1.2元/MW。
10、江西：儲能設(shè)施與發(fā)電機組、電網(wǎng)的協(xié)調(diào)優(yōu)化運行
根據(jù)《江西省電力輔助服務(wù)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(shè)施，實現(xiàn)儲能設(shè)施與發(fā)電機組、電網(wǎng)的協(xié)調(diào)優(yōu)化運行。
1）發(fā)電側(cè)儲能調(diào)峰：在發(fā)電企業(yè)計量關(guān)口內(nèi)建設(shè)的儲能設(shè)施，作為電廠儲能設(shè)備改善機組調(diào)頻調(diào)峰等發(fā)電性能的手段之一，可與機組聯(lián)合參與調(diào)峰輔助服務(wù)交易。
（一）發(fā)電側(cè)儲能充電：發(fā)電側(cè)儲能設(shè)備可利用所在電廠富余的電力進行充電。
（二）發(fā)電側(cè)儲能放電：發(fā)電側(cè)儲能放電電量等同于發(fā)電廠發(fā)電量，具體電費結(jié)算按照國家有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
2）獨立儲能調(diào)峰：鼓勵獨立儲能設(shè)施企業(yè)參與電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場。根據(jù)火電調(diào)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)：聚合商約定時段調(diào)節(jié)容量不小于5MW/5MWh
第三方獨立主體參與調(diào)峰：根據(jù)《關(guān)于征求第三方獨立主體參與河北南網(wǎng)電力調(diào)峰輔助服務(wù)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(cè)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(diào)節(jié)容量不小于2MW/2MWh，聚合商約定時段調(diào)節(jié)容量不小于5MW/5MWh。 市場初期，上述主體獲得調(diào)峰服務(wù)費用與中標火電機組獲得調(diào)峰服務(wù)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(diào)峰
獨立儲能調(diào)峰：《湖北電力調(diào)峰輔助服務(wù)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(wù)提供商等投資建設(shè)電儲能設(shè)施。具備獨立計量裝置的電儲能設(shè)施以獨立市場主體身份參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場。 獨立儲能參與調(diào)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(jié)算按照國家相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。 電儲能交易模式為日前申報，日內(nèi)調(diào)用。由湖北省調(diào)根據(jù)電網(wǎng)運行需要，根據(jù)日前競價結(jié)果由低到高在日內(nèi)依次調(diào)用，出清價格為對應(yīng)儲能設(shè)施企業(yè)日前的申報價格。
13、山西：AGC調(diào)頻——申報價格為5-10元/MW
獨立儲能調(diào)峰：根據(jù)《山西獨立儲能和用戶可控負荷參與電力調(diào)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(diào)峰交易末檔區(qū)間執(zhí)行。
AGC調(diào)頻：申報價格為5-10元/MW。
14、蒙西：AGC調(diào)頻——2-12元/MW
12月30日，國家能源局華北能監(jiān)局印發(fā)關(guān)于修訂《蒙西電力市場調(diào)頻輔助服務(wù)交易實施細則（試行）》部分條款。
1）調(diào)頻里程申報價格由6-15元/MW調(diào)整為2-12元/MW。
2）調(diào)頻補償計算公式中綜合性能指標進行開根號處理。
3）調(diào)頻性能指標K1上限設(shè)置為5。
4）綜合調(diào)頻性能歸一化調(diào)節(jié)系數(shù)由1調(diào)整為0.8。
15、京津唐：AGC調(diào)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(wù)提供者。調(diào)度機構(gòu)依據(jù)機組的調(diào)節(jié)性能，優(yōu)先選用性能領(lǐng)先的機組，以周為周期，每周五公布下周的調(diào)用機組。具體的調(diào)用數(shù)量，依據(jù)市場需求，以及調(diào)度習慣決定。
16、浙江：電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場補償費用分為基本補償和調(diào)用補償兩類
1）電化學電站可作為安徽省電力調(diào)峰輔助服務(wù)的市場主體（可被電力調(diào)度機構(gòu)管轄，接入35千伏電壓等級）。
2）電儲能調(diào)峰的定義：電網(wǎng)調(diào)峰能力不足時，電儲能設(shè)施根據(jù)調(diào)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(cè)電儲能、負荷側(cè)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(diào)峰，按深度調(diào)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(diào)峰時，與燃煤機組同臺競價。
17、甘肅：儲能調(diào)峰——不超過0.5元/kWh
2020年1月20日，甘肅能監(jiān)辦印發(fā)《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運營暫行規(guī)則》（2020年修訂版）。
儲能調(diào)峰：不超過0.5元/kWh。在新能源場站計量出口內(nèi)建有儲能設(shè)施的新能源場站稱為儲能新能源，且電儲能設(shè)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(shè)施參與調(diào)峰輔助服務(wù)交易，申報價格上限0.5元/千瓦時。
AGC調(diào)頻：0-15元/MW。按每天96個點進行報價（每15分鐘一個調(diào)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(diào)頻里程價格。
18、云南：AGC調(diào)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(guān)于印發(fā)《云南調(diào)頻輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）》的通知”。AGC調(diào)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(diào)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(diào)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(diào)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(wù)市場交易細則（試行）》，要求綜合調(diào)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(wù)市場，綜合調(diào)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。
