當前，隨著我國電力市場不斷完善，儲能“入市”方式正在不斷拓展，不僅有現貨市場，還有調頻輔助服務市場、備用輔助服務市場、爬坡輔助服務市場等。

新型儲能參與電力市場的身份變得愈發明晰。

近日，河南省能源監管辦發布關於公開征求《河南新型儲能參與電力調峰輔助服務市場規則(試行)意見通知》，明確獨立儲能和符合要求的配建儲能項目均可參與調峰輔助服務市場交易，2MW/2h可準入，最高可補償0.3元/kWh。湖南能源監管辦印發的《湖南省電力輔助服務市場交易規則（2023版）》明確，獨立儲能並網容量應不小於5兆瓦/10兆瓦時，儲能電站緊急短時段調峰報價最高600元/MWh，儲能電站深度調峰報價最高500元/MWh。從今年5月開始，依據《西藏電力輔助服務管理實施細則》和《西藏電力並網運行管理實施細則》，西藏風儲、光儲10MWh及以上獨立儲能可提供輔助服務。

在業內人士看來，各地陸續出台儲能參與電力市場的規則，進一步明晰了儲能定位。當前，隨著我國電力市場不斷完善，儲能“入市”方式正在不斷拓展，不僅有現貨市場，還有調頻輔助服務市場、備用輔助服務市場、爬坡輔助服務市場等。

可參與輔助服務全品種

據《中國能源報》記者了解，截至目前，國網、南網基本實現電力輔助服務全覆蓋，20多個省（區、市）鼓勵儲能等新型市場主體參與輔助服務市場，不少地方已有儲能參與市場的實踐。例如，青海省首次提出，儲能電站可同時參與調頻、調峰市場，或同時參與調頻、現貨電能量市場。

華南理工大學電力經濟與電力市場研究所所長陳皓勇認為，在電改進程中，輔助服務占比小，對利益格局觸動也少，有望做成一個真的市場。而在眾多輔助服務品種中，目前運轉最有效的是調峰輔助服務。“從補償服務費用的占比看，調峰占主要，然後是調頻、備用、調壓。總體來說，儲能較適合參與輔助服務，因為其調節性、靈活性都非常好。”

“現在走得較快的是山西，它是首個把儲能納入一次調頻輔助服務的省份。福建、江蘇、山東、甘肅等省也陸續將儲能參與二次調頻（AGC）納入輔助服務，青海、江蘇、寧夏均允許儲能參與調峰輔助服務。”國網能源研究院不願具名專家指出，尤其是甘肅省，采取了調峰+AGC兩種輔助服務品種的日內分時疊加模式，在全國範圍內首次為儲能開放調峰容量市場，儲能可在不同時間段參與不同服務，從而獲得多樣化收益。

“我們初步測算了儲能參與調頻輔助服務市場，如果按照調頻裏程給予補償，假設每天的調頻裏程是20兆瓦，可獲得全天收益大概4400元，一年調頻輔助服務的收益是160萬元左右。如果再加上儲能參與備用輔助服務或爬坡輔助服務，收益會更高。”上述專家進一步解釋。

在中國電建湖北省電力勘測設計院有限公司規劃分院政策研究處專工夏宇峰看來，儲能可以很好地覆蓋電力輔助服務市場中的每個品種，不管是有功平衡服務中的調頻、調峰、備用，還是無功平衡調節以及事故應急的黑啟動，儲能均能發揮積極作用。“尤其在調頻輔助服務領域，儲能具有天然優勢，其響應快速、運行靈活的特性可以為電網做好精準服務，同時還可快速彌補火電大麵積虧損的短板。

參與電力現貨市場機製複雜

電力輔助服務收益隻是儲能的一部分。隨著山東、山西在現貨市場連續結算試運行較長時間後引入儲能，儲能參與市場的想象空間不斷擴大。尤其是去年底，國家能源局發布的《電力現貨市場基本規則（征求意見稿）》和《電力現貨市場監管辦法（征求意見稿）》明確，推動儲能在更多區域參與電力現貨市場，探索建立市場化容量補償機製。業內人士普遍認為，未來儲能電站將參與到各省區電力現貨市場中。

《中國能源報》記者了解到，目前14個省級電力現貨試點已啟動試運行，除進展較快的山西、山東、甘肅外，非試點的黑龍江、河北南網、陝西、江西、寧夏均在積極開展省級電力市場的規則編製、方案設計。在眾多實踐中，山東的電力現貨市場走得最快，從2021年年底開始，山東陸續出台新型儲能示範項目參與電力現貨市場和容量補償等相關政策，支持示範項目作為獨立儲能參與電力現貨市場交易。

“山東獨立儲能按自願原則參與現貨市場，自行申報運行出力曲線，參與現貨市場優先出清。”上述不願具名專家表示，與山東不同，甘肅是另外一種模式。“甘肅將儲能納入電力係統的集中優化出清中，儲能電站需要向甘肅調度中心申報充放電價差，同時要申報電量狀態的具體物理參數，甘肅調度中心在新能源消納難時會優先調度儲能。從目前儲能參與現貨探索情況來看，能夠得到實踐應用的隻有山東模式。”

陳皓勇認為，近兩年，從國家發改委到地方政府，陸續推出儲能參與電力市場方案。從落實情況看，儲能參與電力市場的機製複雜，各省進度不一。“這個核心問題在於缺乏體現儲能價值的市場化運行機製，但儲能的價值評估確實頗為複雜。儲能在電力係統各種元件中功能最多、性能最好，參與不同中長期現貨和輔助服務調峰、調頻價值均不一樣，目前尚難以研究清楚其價值。價值評估問題不解決，就沒辦法合理定價，而電價又關係到儲能能否盈利。”

亟需明確參與市場技術參數

談及儲能參與電力市場亟需解決的難題，業內專家一致認為，需進一步優化儲能參與電力市場機製的頂層設計。電力現貨發展迅速，第一批、第二批14個省區和其他8個意願比較強烈的省均全麵建立了現貨市場的機製設計，有望在2023年或之後實現現貨市場全覆蓋。在全覆蓋情況下，需要明確儲能容量、調節能力等方麵的儲能技術參數限製，明確儲能在什麼條件下可參與電力現貨市場。

“另外，需要完善現貨市場電能量申報的限價機製。”上述不願具名專家表示，儲能參與現貨市場最大的獲利方式是通過現貨市場的峰穀價差獲得相應的經濟收益，需要鼓勵各地不斷拉大現貨市場電能量申報設置價格的區間。目前，上限較高的是山西、山東，市場電能量申報設置價格上限為1.5元，西部等省區因經濟承受能力有限，市場電能量申報設置價格上限在0.65元。“為將儲能更好地推入市場，現貨市場限價空間可根據各地經濟發展水平逐漸拉大，提高儲能獲得的經濟效益。”

此外，業內人士普遍建議，需要改變當前輔助服務市場費用的分擔方式，當前發電側零和博弈費用分攤方式不利於儲能參與輔助服務市場，建議推動輔助服務費用向用戶側傳導分攤。