今年以來，電力輔助服務新政成為國內電力市場改革的熱點。山東、新疆等多省份陸續發布實施電力輔助服務市場運營規則。各省的新政中多次出現儲能，凸顯其在電力輔助服務中的重要地位。本文將從電力輔助服務概念、現狀以及與儲能的關系說起。

電力輔助服務市場知多少

電力輔助服務(ancillary service)是指為維護電力系統的安全穩定運行，保證電能質量，除正常電能生產、輸送、使用外，由發電企業、電網經營企業和電力用戶提供的服務，電力輔助服務的需求由電力系統瞬時平衡的特性所決定。在不同的電力市場，由于電源結構、電網結構、負荷分布和負荷特性的不同，需要的電力輔助服務種類和數量也不同。包括:一次調頻、自動發電控制(AGC)、調峰、無功調節、備用、黑啟動服務等。

以往輔助服務主要由發電機組提供，隨著可再生能源并網規模的不斷增長，輔助服務需求也在大幅度增加，新型儲能系統和需求側資源等已開始提供輔助服務。

從提供服務的性質來說，可以分為有功、無功、黑啟動三類，從是否為義務輔助服務來說，可以分為無償輔助服務和有償輔助服務。

值得注意的是，在國外成熟的輔助服務市場中并無調峰服務這一項，調峰問題是通過現貨市場的分時電價引導市場成員在高峰和低谷時段調整出力來解決的。不過在我國現階段，調峰的需求仍然較大。

電力輔助服務市場容量有多大?

目前我國輔助服務實行的機制是電監會2006年底頒布的《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》、《發電廠并網運行管理規定》。并在我國六個區域電力系統分別結合本區域內電源、負荷和網絡結構等實際情況，制定了相應的“兩個細則”。

2014年，國家能源局印發《關于積極推進跨省跨區電力輔助服務補償機制建設工作的通知》(國能綜監管〔2014〕456號)，將跨省跨區交易電量納入電力輔助服務補償機制范疇。

目前，電力輔助服務補償機制除西藏尚未建立外，在全國范圍內基本建成，運行效果普遍較好，為進一步推進電力市場建設奠定了基礎。

11月10日，國家能源局綜合司通報了2017年二季度電力輔助服務有關情況。

2017年二季度，共收到各派出能源監管機構報送的全國除西藏、蒙西地區外30個省(區、市、地區)電力輔助服務情況數據，涉及電力輔助服務補償的發電企業數量共2725家，發電機組裝機容量共14億千瓦，補償費用共28.19億元，占上網電費總額的0.76%。

從電力輔助服務補償總費用來看，二季度電力輔助服務補償費用最高的三個區域依次為西北、華東和華北區域，西北區域電力輔助服務補償費用在上網電費總額的占比最高，為4.91%，華中區域占比最低,為0.2%。

從分項電力輔助服務補償費用來看，調峰、AGC和備用補償費用占電力輔助服務補償總費用的絕大部分比例，但各區域的補償費用結構也有自身明顯特征。

其中，調峰補償力度以西北、東北最高，AGC補償力度以西北、華北最高，備用補償力度以西北、南方最高。總體來看，西北區域的輔助服務補償力度最大。

從電力輔助服務補償費用來源來看，主要來自分攤費用，合計24億元，跨省區輔助服務補償分攤發生費用合計0.2億元，新機差額資金合計1.2億元，考核等其他費用合計2.7億元，無分攤減免費用。

儲能在電力輔助服務中的作用

儲能參與輔助服務市場，是一種多贏的局面。增加電網調頻能力，維持電網穩定運行的同時，減少了火電機組的損耗，有效緩解了新能源的并網消納。

儲能主要在電源側或負荷側為電網提供調頻調峰輔助服務。

火電機組調峰調頻一般規模較大，調頻響應速度較慢，在調峰過程中頻繁啟停會造成能源的浪費，對機組設備本身的損害也較大，安全性也難以保證。另外，火電機組既要承擔主要發電、供暖的任務，又要用來調峰，任務的多重性也致使火電機組很難充分發揮調峰功能。

相比來看，儲能在調峰調頻上具有獨特的優越性，無論在響應速度還是在調節精度上均遠超過火電機組的調節裝置，表現出極佳的調頻性能。儲能機組可以實現快速、精確的功率輸入、輸出，并且運行壽命長，用于調頻的儲能系統設計壽命已經可以達到10年以上，其可靠性和靈活性也具有技術優勢。儲能調頻技術10兆瓦的儲能系統可以在1秒鐘內精確調節最多達20兆瓦的調頻任務，而傳統火電機組則需幾分鐘。二者相比，精度和響應時間相差50～100倍。據測算，儲能調頻效果是水電機組的1.7倍，燃氣機組的2.5倍，燃煤機組的20倍以上。另外，儲能在提供輔助服務基礎上，消納了可再生能源，緩解棄風棄光現象。但是儲能過高的成本問題仍然是目前最大的阻礙。

電力輔助服務對儲能發展的意義

近年來，能源行業對于儲能的認知度不斷提升。從電力市場改革、到“十三五”規劃綱要、再到《關于推動電儲能參與“三北”地區調峰輔助服務工作的通知(征求意見稿)》等，多個政策提及儲能，也代表了國家宏觀層面對于儲能行業的認可和支持。今年以來，各省陸續發布電力輔助服務新政，為儲能參與電力輔助服務市場帶來了機遇。

儲能可以為電力輔助服務市場注入新活力。儲能參與輔助服務可有效緩解供熱機組與新能源消納的矛盾。業內也逐步認識到，只有推動針對性的政策出臺，給予儲能合法身份，才能打通儲能系統在發電、輸配、需求側的應用，還可以進一步集合用戶做虛擬電廠等。

電力輔助服務市場的放開，既有利于儲能產業找到新的收益點，緩解儲能電站的運營難度，還能促進產業新技術的研發。這對當前儲能產業來說，如果能夠深入參與到電力輔助服務市場，找到新的收益點，不但能夠緩解儲能電站的運營難度，還能促進新技術的研發。根據儲能聯盟測算，調峰輔助服務對儲能開放，可將應用于風電場的儲能系統投資回收期減少近40%。

2017電力輔助服務新政

江蘇

2017年1月3日，江蘇能監辦修改了《江蘇電網統調發電機組輔助服務管理實施辦法》

對并網發電廠提供的基本輔助服務不予補償，當并網發電廠因自身原因不能提供基本輔助服務時需接受考核。對并網發電廠提供的有償輔助服務進行補償，當并網發電廠因自身原因有償輔助服務不能被調用或者達不到預定調用標準時需接受考核。

山東

2017年5月31日，山東能監辦《山東電力輔助服務市場運營規則(試行)》

山東電力輔助服務市場將山東省級電力調度機構直接調度的并網發電機組和送入山東電網的跨省區聯絡線納入輔助服務市場范圍，交易品種主要包括有償調峰和自動發電控制(AGC)。有償調峰交易采用“階梯式”報價方式，分七檔報價，交易方式為日前組織、按15分鐘出清;AGC輔助服務交易為日前組織、按日出清。補償費用按日統計發布，按月結算。

福建

2017年7月26日，福建能監辦《福建省電力輔助服務(調峰)交易規則(試行)》

凡在福建電力交易中心注冊的市場成員均應按要求參加福建電力輔助服務市場交易，包括并網發電企業(火電、水電、風電、光伏、核電等)、擁有自備電廠的企業、售電企業、參與市場交易的用戶、儲能等輔助服務提供商。

各電力市場成員，要重視福建電力輔助服務市場試點和交易平臺試運行工作，自覺遵守有關法律、規章和市場規則。9月至12月為試運行期間，有關電力輔助服務市場交易結果按一定比例結算，2018年起依據交易規則按實際交易結果全額結算。

新疆

2017年9月25日，新疆能監辦《新疆電力輔助服務市場運營規則(試行)》

鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施，要求充電功率在 1 萬千瓦及以上、持續充電時間 4 小時以上;在火電廠計量關口出口內建設的電儲能設施，與機組聯合參與調峰，按照深度調峰管理、費用計算和補償;由電儲能設施投資運營方與風電場、光伏電站自主協商確定補償費用，釋放電量等同與發電廠發電量，按照發電廠相關合同電價結算。

有償調峰服務在新疆電力輔助服務市場中交易，暫包含實時深度調峰交易、調停備用交易、可中斷負荷交易、電儲能交易。跨省調峰服務暫不開展，維持現有省間交易機制，待市場條件成熟后逐步實施。針對深度調峰交易提出，將采用“階梯式”報價方式和價格機制，發電企業在不同時期分兩檔浮動報價。

山西

2017年11月7日，山西能監辦《關于鼓勵電儲能參與山西省調峰調頻輔助服務有關事項的通知》

明確規定儲能運營企業可參與調峰和調頻輔助服務，并且電儲能設施可作為參與輔助服務提供及費用結算的主體，電儲能設施獨立并網,根據調度指令獨立完成輔助服務任務,并單獨計量的運行方式 。獨立參與調峰的單個電儲能設施額定容量應達到10MW及以上，額定功率持續充電時間應在4小時及以上。獨立參與調頻的電儲能設施額定功率應達到15MW及以上,持續充放電時間達到15分鐘以上。

具體要求如下：

(一)參與主體。發電企業、電力用戶、售電企業、儲能運營企業等均可參與輔助服務,電網企業直接或間接參與投資建設的電儲能設施暫不得參與。

(二)參與品種。包括調峰和調頻,調峰是指電儲能設施以低谷用電和平峰高峰放電或者調整充放電縮小電量偏差考核的方式,利用峰谷電價差、市場交易價差、偏差費用考核政策或參與調峰市場獲得收益,同時達到縮小電網峰谷差或平抑發電及用戶自身發用電負荷差的日的。調頻是指在滿足電儲能測試和安全規定的前提下,通過跟蹤頻率信號指令和快速精確調整頻率的方式,按照市場規則 申報,依據市場成交價格獲得補償收入,達到平滑電網頻率,提高電網運行效率和安全穩定水平的目的。

(三)參與方式。包括聯合式和獨立式,聯合式是以發電企業或電力用戶為輔助服務提供及費用結算主體,電儲能設施通過與發電機組或用戶的電力設備協同跟蹤調度指令并聯合計量的運行方式;獨立式是以電儲能設施為參與輔助服務提供及費用結算的主體,電儲能設施獨立并網,根據調度指令獨立完成輔助服務任務,并單獨計量的運行方式 。

(四)容量要求。獨立參與調峰的單個電儲能設施額定容量應達到lOMW及以上(聯合調峰容量暫不受限制),額定功率持續充電時間應在4小時及以上。獨立參與調頻的電儲能設施額定功率應達到15MW及以上,持續充放電時間達到15分鐘以上;單個聯合調頻項目容量應達到機組額定容量3%或9MW 及以上,持續充放電時間達到15分鐘以上, (在容量配比富余的情況下可放寬至5分鐘以上,根據運行情 況另行調整)。

(五)設施要求。電儲能設施應當符合并網技術和安全規定和能力測試要求(獨立電儲能設施相關規定另行制定),取得設計、施工 和安全措施的報告;應具備遠動系統,能夠接收省調控中心發送的調節指令,能夠采集并實時上傳電儲能實時充放電信息等各類運行 狀態信息至省調控中心。

同年9月4日，山西省人民政府辦公廳印發了《山西省電力輔助服務市場化建設試點方案》，方案稱引導新能源發電機組、電儲能設備運營方、售電企業、電力用戶等市場主體參與輔助服務市場，激勵新興產業與技術發展;維護市場公平競爭、確保電網安全穩定運行。

山西省電力輔助服務市場化建設將分階段組織實施：第一階段(2017-2018年)：開展調頻輔助服務市場建設，建立有償調峰輔助服務市場，探索無功補償、黑啟動輔助服務的市場化運作機制。第二階段(2019-2021年)：在現貨市場啟動后，開展備用輔助服務市場建設;制訂電能、調頻與備用輔助服務在現貨市場中聯合出清、一體優化的實施方案;制訂以雙邊協商交易為主的無功補償與黑啟動輔助服務市場化實施方案。

國家能源局

2017年11月15日，國家能源局《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》

方案中稱，結合各地實際，完善電力輔助服務補償機制。根據電力用戶與發電企業直接交易、跨省跨區電能交易以及現貨市場試點等實際情況，分類推進電力輔助服務補償(市場)機制建設，確保對目前情況和電力現貨市場具備較強適用性。

面對電力系統運行管理新形勢，著力完善和深化電力輔助服務補償(市場)機制，制定了詳細的階段性發展目標和主要任務。這是繼《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法(電監市場[2006]43號)》之后，又一個重要的推動全國性的電力輔助服務工作的綱領性文件。《工作方案》提出按需擴大電力輔助服務提供主體，鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供電力輔助服務，允許第三方參與提供電力輔助服務。

分三個階段實施。第一階段(2017年～2018年)：完善現有相關規則條款，落實現行相關文件有關要求，強化監督檢查，確保公正公平。第二階段(2018年～2019年)：探索建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助服務分擔共享機制。第三階段(2019年～2020年)：配合現貨交易試點，開展電力輔助服務市場建設。