当前，随着我国电力市场不断完善，储能“入市”方式正在不断拓展，不仅有现货市场，还有调频辅助服务市场、备用辅助服务市场、爬坡辅助服务市场等。

新型储能参与电力市场的身份变得愈发明晰。

(资料图片)

近日，河南省能源监管办发布关于公开征求《河南新型储能参与电力调峰辅助服务市场规则(试行)意见通知》，明确独立储能和符合要求的配建储能项目均可参与调峰辅助服务市场交易，2MW/2h可准入，最高可补偿0.3元/kWh。湖南能源监管办印发的《湖南省电力辅助服务市场交易规则（2023版）》明确，独立储能并网容量应不小于5兆瓦/10兆瓦时，储能电站紧急短时段调峰报价最高600元/MWh，储能电站深度调峰报价最高500元/MWh。从今年5月开始，依据《西藏电力辅助服务管理实施细则》和《西藏电力并网运行管理实施细则》，西藏风储、光储10MWh及以上独立储能可提供辅助服务。

在业内人士看来，各地陆续出台储能参与电力市场的规则，进一步明晰了储能定位。当前，随着我国电力市场不断完善，储能“入市”方式正在不断拓展，不仅有现货市场，还有调频辅助服务市场、备用辅助服务市场、爬坡辅助服务市场等。

可参与辅助服务全品种

据《中国能源报》记者了解，截至目前，国网、南网基本实现电力辅助服务全覆盖，20多个省（区、市）鼓励储能等新型市场主体参与辅助服务市场，不少地方已有储能参与市场的实践。例如，青海省首次提出，储能电站可同时参与调频、调峰市场，或同时参与调频、现货电能量市场。

华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇认为，在电改进程中，辅助服务占比小，对利益格局触动也少，有望做成一个真的市场。而在众多辅助服务品种中，目前运转最有效的是调峰辅助服务。“从补偿服务费用的占比看，调峰占主要，然后是调频、备用、调压。总体来说，储能较适合参与辅助服务，因为其调节性、灵活性都非常好。”

“现在走得较快的是山西，它是首个把储能纳入一次调频辅助服务的省份。福建、江苏、山东、甘肃等省也陆续将储能参与二次调频（AGC）纳入辅助服务，青海、江苏、宁夏均允许储能参与调峰辅助服务。”国网能源研究院不愿具名专家指出，尤其是甘肃省，采取了调峰+AGC两种辅助服务品种的日内分时叠加模式，在全国范围内首次为储能开放调峰容量市场，储能可在不同时间段参与不同服务，从而获得多样化收益。

“我们初步测算了储能参与调频辅助服务市场，如果按照调频里程给予补偿，假设每天的调频里程是20兆瓦，可获得全天收益大概4400元，一年调频辅助服务的收益是160万元左右。如果再加上储能参与备用辅助服务或爬坡辅助服务，收益会更高。”上述专家进一步解释。

在中国电建湖北省电力勘测设计院有限公司规划分院政策研究处专工夏宇峰看来，储能可以很好地覆盖电力辅助服务市场中的每个品种，不管是有功平衡服务中的调频、调峰、备用，还是无功平衡调节以及事故应急的黑启动，储能均能发挥积极作用。“尤其在调频辅助服务领域，储能具有天然优势，其响应快速、运行灵活的特性可以为电网做好精准服务，同时还可快速弥补火电大面积亏损的短板。

参与电力现货市场机制复杂

电力辅助服务收益只是储能的一部分。随着山东、山西在现货市场连续结算试运行较长时间后引入储能，储能参与市场的想象空间不断扩大。尤其是去年底，国家能源局发布的《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》和《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》明确，推动储能在更多区域参与电力现货市场，探索建立市场化容量补偿机制。业内人士普遍认为，未来储能电站将参与到各省区电力现货市场中。

《中国能源报》记者了解到，目前14个省级电力现货试点已启动试运行，除进展较快的山西、山东、甘肃外，非试点的黑龙江、河北南网、陕西、江西、宁夏均在积极开展省级电力市场的规则编制、方案设计。在众多实践中，山东的电力现货市场走得最快，从2021年年底开始，山东陆续出台新型储能示范项目参与电力现货市场和容量补偿等相关政策，支持示范项目作为独立储能参与电力现货市场交易。

“山东独立储能按自愿原则参与现货市场，自行申报运行出力曲线，参与现货市场优先出清。”上述不愿具名专家表示，与山东不同，甘肃是另外一种模式。“甘肃将储能纳入电力系统的集中优化出清中，储能电站需要向甘肃调度中心申报充放电价差，同时要申报电量状态的具体物理参数，甘肃调度中心在新能源消纳难时会优先调度储能。从目前储能参与现货探索情况来看，能够得到实践应用的只有山东模式。”

陈皓勇认为，近两年，从国家发改委到地方政府，陆续推出储能参与电力市场方案。从落实情况看，储能参与电力市场的机制复杂，各省进度不一。“这个核心问题在于缺乏体现储能价值的市场化运行机制，但储能的价值评估确实颇为复杂。储能在电力系统各种元件中功能最多、性能最好，参与不同中长期现货和辅助服务调峰、调频价值均不一样，目前尚难以研究清楚其价值。价值评估问题不解决，就没办法合理定价，而电价又关系到储能能否盈利。”

亟需明确参与市场技术参数

谈及储能参与电力市场亟需解决的难题，业内专家一致认为，需进一步优化储能参与电力市场机制的顶层设计。电力现货发展迅速，第一批、第二批14个省区和其他8个意愿比较强烈的省均全面建立了现货市场的机制设计，有望在2023年或之后实现现货市场全覆盖。在全覆盖情况下，需要明确储能容量、调节能力等方面的储能技术参数限制，明确储能在什么条件下可参与电力现货市场。

“另外，需要完善现货市场电能量申报的限价机制。”上述不愿具名专家表示，储能参与现货市场最大的获利方式是通过现货市场的峰谷价差获得相应的经济收益，需要鼓励各地不断拉大现货市场电能量申报设置价格的区间。目前，上限较高的是山西、山东，市场电能量申报设置价格上限为1.5元，西部等省区因经济承受能力有限，市场电能量申报设置价格上限在0.65元。“为将储能更好地推入市场，现货市场限价空间可根据各地经济发展水平逐渐拉大，提高储能获得的经济效益。”

此外，业内人士普遍建议，需要改变当前辅助服务市场费用的分担方式，当前发电侧零和博弈费用分摊方式不利于储能参与辅助服务市场，建议推动辅助服务费用向用户侧传导分摊。

文丨本报记者 苏南

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