中國儲能網(wǎng)訊：4月29日，國家發(fā)改委、國家能源局正式印發(fā)《電力輔助服務市場基本規(guī)則》，其中明確，經(jīng)營主體包括發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶和新型經(jīng)營主體（含儲能企業(yè)、虛擬電廠、智能微電網(wǎng)、車網(wǎng)互動運營企業(yè)等）。
獨立儲能、虛擬電廠等“發(fā)用一體”主體，在結算時段內按上網(wǎng)（下網(wǎng)）電量參與發(fā)電側（用戶側）輔助服務費用分攤或分享。
本規(guī)則中電力輔助服務市場品種主要包括調峰服務、調頻服務、備用服務、爬坡服務等。其中調頻服務主要為二次調頻服務，指經(jīng)營主體通過自動功率控制技術，包括自動發(fā)電控制（AGC）、自動功率控制（APC）等，提供的有功出力調整服務。
數(shù)據(jù)顯示，2024年全國電力輔助服務費用達1680億元，同比增長28%。
新規(guī)的發(fā)布意味著醞釀半年多的獨立儲能參與輔助服務費用分攤機制終于靴子落地，千億級市場格局將重塑。
四大因素促使獨立儲能迫切需要參與費用分攤
隨著“雙碳”目標的推進和新能源裝機占比的快速提升，電力系統(tǒng)從“源隨荷動”向“源網(wǎng)荷儲協(xié)同”轉型，獨立儲能作為靈活調節(jié)資源的核心載體，其參與輔助服務費用分擔不僅是市場化改革的必然要求，更是破解系統(tǒng)靈活性瓶頸、構建新型電力系統(tǒng)的關鍵路徑。
具體而言，四個現(xiàn)實原因促使獨立儲能迫切需要參與輔助服務費用分攤。
首先，持續(xù)、高比例新能源并網(wǎng)催生靈活性調節(jié)資源剛需，但快速發(fā)展的獨立儲能調節(jié)潛力未能得到充分釋放。
2024年，我國風電、光伏裝機占比超過40%，因可再生能源發(fā)電具有間歇性、波動性特征，仍有部分省份棄風棄光率超5%。
另外，傳統(tǒng)煤電裝機占比降至50%以下且深度調峰能力接近極限（部分機組最低出力達30%以下），系統(tǒng)對調峰、調頻、備用等輔助服務的需求呈指數(shù)級增長。
儲能產(chǎn)業(yè)和技術快速發(fā)展的過程中，獨立儲能憑借“雙向調節(jié)”特性，成為緩解新能源并網(wǎng)壓力的“剛需資源”。
據(jù)CESA儲能應用分會產(chǎn)業(yè)數(shù)據(jù)庫不完全統(tǒng)計，2024年1-12月，電網(wǎng)側獨立/共享儲能新增裝機項目206個，裝機規(guī)模達22.93GW/56.22GWh，容量占比達65.43%。
然而，全國范圍看，獨立儲能參與輔助服務市場的比例仍然不高，調節(jié)潛力亟待通過費用分擔機制釋放。
其次，成本分攤是傳統(tǒng)輔助服務主體責任邊界重構的需要。
在以煤電為主的傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中，輔助服務主要由火電機組承擔，成本通過“發(fā)電側單邊分攤”或“全網(wǎng)統(tǒng)攤”隱性轉移。
但隨著“雙碳”目標下煤電功能從“電量主體”轉向“調節(jié)主體”，其輔助服務成本顯著上升（如深度調峰導致煤耗增加10%-15%），若仍由煤電單一主體承擔，將加劇其經(jīng)營壓力并抑制調節(jié)積極性。
獨立儲能作為市場化主體，通過參與費用分擔，可與煤電、靈活性資源形成“共擔共益”格局。
第三、現(xiàn)有分攤機制存在“受益者缺失”漏洞。
當前，輔助服務費用多由發(fā)電側（含新能源）和用戶側按比例分攤，但獨立儲能作為“純調節(jié)主體”，其在充電時本質上是“用戶”（消耗電力），放電時是“發(fā)電側”（提供電力），若不納入費用分擔體系，可能導致兩個兩個問題。
成本轉嫁，獨立儲能通過輔助服務獲取收益（如調峰補償），但未承擔相應成本，形成“只受益、不擔責”的市場扭曲。
資源錯配，缺乏費用約束可能導致儲能過度集中于高收益區(qū)域，而非系統(tǒng)真正需要的新能源富集區(qū)或電網(wǎng)薄弱環(huán)節(jié)。
第四、成本分攤是落實市場化改革中對于“權責利”對等的要求。
《電力輔助服務市場基本規(guī)則（2025年）》明確提出“誰受益、誰承擔”原則，獨立儲能作為輔助服務的直接提供者和電力市場的參與者，享受市場準入資格和收益權的同時，必須承擔相應成本責任。
這既是落實《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）“構建公平開放的市場秩序”的要求，也是推動儲能從“政策驅動”轉向“市場驅動”的關鍵一步。
總之，獨立儲能參與成分分攤是破解新型電力系統(tǒng)建設痛點，重塑輔助服務生態(tài)的重要布局。
5大突破重構系統(tǒng)與市場雙重邏輯
新規(guī)的實施將激活獨立儲能“調節(jié)價值”，重構系統(tǒng)與市場雙重邏輯，具體而言有5個重要意義。
第一，新規(guī)是提升電力系統(tǒng)穩(wěn)定性與經(jīng)濟性的“雙向賦能”。
從技術層面講，獨立儲能參與費用分擔后，其調節(jié)行為將更貼合系統(tǒng)真實需求；經(jīng)濟層面看，通過“費用分擔+收益激勵”機制，儲能項目可實現(xiàn)“峰谷套利+輔助服務+容量補償”的多元收益。
第二，新規(guī)是破解新能源消納“剪刀差”的關鍵抓手。
我國新能源裝機與負荷中心呈“逆向分布”，三北地區(qū)新能源裝機持續(xù)保持較快增長，但調峰資源短缺導致棄電率長期高于全國平均水平。獨立儲能參與費用分擔后，可通過價格信號引導資源向新能源富集區(qū)流動。
從正向激勵層面看，在新能源高占比地區(qū)（如寧夏、青海），獨立儲能參與調峰分攤后，其放電時段可獲得與煤電深度調峰相當?shù)难a償，疊加現(xiàn)貨市場峰谷價差，項目收益將進一步提升。
從反向約束層面看，在負荷中心（如廣東、江蘇），儲能充電時需承擔輔助服務費用，促使其更精準地選擇充電時段（如光伏大發(fā)時段），間接減少燃煤機組啟停調峰次數(shù)。
第三、新規(guī)有助于構建“公平共享”的市場秩序。
將獨立儲能納入費用分擔體系，使其與發(fā)電企業(yè)、用戶側形成“權責對等”的市場主體關系。例如，江西明確，儲能充電電量不承擔輸配電價和政府性基金，但需按上網(wǎng)電量比例分攤輔助服務費用，避免“政策洼地”導致的市場扭曲。
通過市場化定價（如調峰價格上限不高于新能源上網(wǎng)電價、調頻里程單價0.015元/千瓦），將儲能的調節(jié)成本與收益顯性化，引導用戶側提高負荷彈性。
第四、新規(guī)激發(fā)儲能產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展動能。
當前，我國獨立儲能項目初期投資成本約1.5元/Wh，僅靠峰谷價差難以實現(xiàn)盈利，費用分擔機制通過“成本共擔+收益多元”模式破解盈利困境。
從政策層面講，隨著國家及地方補貼逐步退坡，輔助服務費用分擔機制成為儲能項目的“保底收益”；從產(chǎn)業(yè)層面看，清晰的成本分擔規(guī)則吸引社會資本進入。
第五、對標國際經(jīng)驗，提供“權責利平衡”的中國方案。
當前，國際成熟電力市場（如美國PJM、英國國家電網(wǎng)）普遍要求儲能參與輔助服務成本分攤，形成“用戶側承擔70%-80%、發(fā)電側承擔20%-30%”的分擔模式。
我國部分地區(qū)結合國情創(chuàng)新“調試期差異化分攤”（如華中區(qū)域3倍標準過渡政策）、“用戶側隨電費月結”等機制，既避免“一刀切”導致的項目虧損，又防止“免費搭車”現(xiàn)象，為發(fā)展中國家新能源轉型提供了“權責利平衡”的中國方案。
結語：獨立儲能參與輔助服務費用分擔，本質上是電力系統(tǒng)從“計劃統(tǒng)配”向“市場定價”轉型的縮影。這一機制不僅破解了新能源消納的“物理瓶頸”，更重塑了“誰受益、誰擔責”的市場倫理：對系統(tǒng)而言，它是提升靈活性、經(jīng)濟性的“潤滑劑”；對產(chǎn)業(yè)而言，它是從政策依賴走向市場自立的“催化劑”；對用戶而言，它是電價形成機制透明化、公平化的“推進器”。
獨立儲能參與費用分擔的深層邏不僅是一項成本分攤機制，更是一次電力系統(tǒng)生產(chǎn)關系的重塑，為新型電力系統(tǒng)建設奠定“市場有效、政府有為、主體有力”的制度基石。
隨著全國統(tǒng)一電力市場建設加速，獨立儲能的角色將從“輔助服務參與者”升級為“系統(tǒng)價值共創(chuàng)者”，最終實現(xiàn)“儲能活、系統(tǒng)穩(wěn)、市場興”的多贏格局。
