储能与电力市场辅助服务融合互惠共享

2020-12-10 14:11 [能源观察] 来源于：国能日新作者：国能日新

导读：电力市场辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。服务品种一般包括:一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动等。今年以来，各地完善

电力市场辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。服务品种一般包括:一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动等。

今年以来，各地完善电力辅助服务市场机制的步伐不断加快。

电力辅助服务市场机制建设步伐加快

近日，湖南省电力辅助服务市场投运、《江西省电力辅助服务市场运营规则（试行）》印发、《江苏电力市场用户可调负荷参与辅助服务市场交易规则（试行）》印发、国网宁夏电力首次调用蓄热式电锅炉参与电网调峰……同时，为完善电力辅助服务市场，华北能监局修订了河北南网电力调峰辅助服务市场运行规则；西北能源监管局将在总结分析辅助服务市场运行情况的基础上，结合实际，对陕西、青海、宁夏电力辅助服务市场运营规则进行修订。

据媒体了解，目前20个省级市场、3个区域将可中断负荷或储能纳入到市场主体，并参与电力辅助服务市场交易，其中河北、浙江、安徽等13个省级和1个区域级市场明确了需求侧资源和储能的市场主体地位。同时，山东、山西、湖南等7个省级和3个区域级市场出台了具体细则，其中江苏、甘肃、新疆和华北、东北已开始试运行。

从各省的电力辅助服务规则来看，储能的市场地位不断提高，在电力系统调节和保障稳定方面发挥越来越重要的作用。

储能参与电力辅助服务的方式

随着新能源发电成本的降低，参与电力市场的竞争力也在不断增强，储能的辅助服务能力将得到释放。未来，储能可满足电力系统不同时间尺度的调节需求，在辅助服务方面促进新能源发展以及新能源项目积极配置储能。

一是储能参与电力系统调峰。国家鼓励在集中式新能源发电基地配置电储能设施，参与调峰辅助服务。10MW以上的电储能设施，接受电力调度机构统一调度；建设在发电厂的储能设施(储电、电供热储能)，可与发电厂联合参与调峰，也可以独立主体参与调峰。

二是储能参与电力系统快速调频。高比例新能源并网将导致系统频率的快速波动，储能快速响应特性满足了快速调频的需要，未来对于建立快速调频辅助服务市场的省份，储能与新能源联合调频也将成为增加收益的方式之一。

三是储能参与现货市场。目前我国八个现货试点省份已经全部进入试运行，随着现货市场的成熟运行，电力电量的商品属性逐步体现，新能源发电边际成本为零，与储能配合可根据价格信号灵活充放电获取更高的电量收益。

鼓励独立储能参与电力辅助服务市场

此次，江西发布的电力辅助服务规则试行稿较之前的征求意见稿，增加了“鼓励独立储能设施企业参与电力调峰辅助服务市场”的内容，明确了独立储能身份。

专家表示，独立储能是一个趋势，储能若绑定在其他主体身后，其获得的价值补偿就要与其它主体分享。独立储能具有以下两方面优势：

首先，自己投资运营的企业能独立运营储能项目，根据市场需求灵活调整所参加的电能量交易，多种辅助服务等业务类型，从而获得相应收益，灵活度更高。

其次，独立储能系统可以聚合，改变了储能为单一用户主体服务的商业模式，使一个储能系统能为多个发电企业、多个用户，甚至为整个电力系统进行服务，形成规模效应。所以，这就需要独立储能的相应设计，同时允许其参与电力辅助服务市场，对电网做更大的贡献，也可获得更高收益。

以市场化机制推动储能发展

“各地出台相应的电力辅助服务市场运营规则。有必要通过辅助服务市场规则设计给予储能与可再生能源配套一定的价值补偿，这是各地陆续出台辅助服务市场运营规则的原因。”专家表示，“我们期望辅助服务市场规则逐步形成长效机制，在交易并网调度结算等环节予以全面匹配，扫清储能参与市场的各类阻力。”

据了解，目前储能未全面商业化。各地出台相应的电力辅助服务市场运营规则，以及未来电力辅助服务市场将朝着主体多样化、服务多元化方向发展，一定程度上给予了储能扩展收益空间的机会。

行业普遍认为，产业各方需秉承市场开放的思路，创造多元主体参与市场的新局面，以先进的市场化理念推动储能产业发展和技术应用。

在细节层面，一是进一步解决储能参与市场的身份问题，推动独立储能参与电力市场，在调度和交易规则层面予以适当明确；二是创造性地实施储能参与现货市场交易，创新验证储能商业模式；三是推动‘可再生能源+储能应用’；四是丰富市场主体参与电力系统服务的工作机制，改善储能参与系统服务的补偿机制，实现各领域储能价值的多重体现。

（编辑：东北亚）

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