中國儲能網訊：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(xiàn)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(fā)明晰。
近日，河南省能源監(jiān)管辦發(fā)布關于公開征求《河南新型儲能參與電力調峰輔助服務市場規(guī)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(jiān)管辦印發(fā)的《湖南省電力輔助服務市場交易規(guī)則（2023版）》明確，獨立儲能并網容量應不小于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《西藏電力并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(yè)內人士看來，各地陸續(xù)出臺儲能參與電力市場的規(guī)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(xiàn)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(xiàn)電力輔助服務全覆蓋，20多個?。▍^(qū)、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(xiàn)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，然后是調頻、備用、調壓?？傮w來說，儲能較適合參與輔助服務，因為其調節(jié)性、靈活性都非常好?！?
“現(xiàn)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(xù)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?！眹W能源研究院不愿具名專家指出，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，在全國范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，如果按照調頻里程給予補償，假設每天的調頻里程是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?！鄙鲜鰧＜疫M一步解釋。
在中國電建湖北省電力勘測設計院有限公司規(guī)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(jié)以及事故應急的黑啟動，儲能均能發(fā)揮積極作用。“尤其在調頻輔助服務領域，儲能具有天然優(yōu)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面積虧損的短板。
參與電力現(xiàn)貨市場機制復雜
電力輔助服務收益只是儲能的一部分。隨著山東、山西在現(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行較長時間后引入儲能，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(fā)布的《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》和《電力現(xiàn)貨市場監(jiān)管辦法（征求意見稿）》明確，推動儲能在更多區(qū)域參與電力現(xiàn)貨市場，探索建立市場化容量補償機制。業(yè)內人士普遍認為，未來儲能電站將參與到各省區(qū)電力現(xiàn)貨市場中。
《中國能源報》記者了解到，目前14個省級電力現(xiàn)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、陜西、江西、寧夏均在積極開展省級電力市場的規(guī)則編制、方案設計。在眾多實踐中，山東的電力現(xiàn)貨市場走得最快，從2021年年底開始，山東陸續(xù)出臺新型儲能示范項目參與電力現(xiàn)貨市場和容量補償?shù)认嚓P政策，支持示范項目作為獨立儲能參與電力現(xiàn)貨市場交易。
“山東獨立儲能按自愿原則參與現(xiàn)貨市場，自行申報運行出力曲線，參與現(xiàn)貨市場優(yōu)先出清?！鄙鲜霾辉妇呙麑＜冶硎荆c山東不同，甘肅是另外一種模式?！案拭C將儲能納入電力系統(tǒng)的集中優(yōu)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(tài)的具體物理參數(shù)，甘肅調度中心在新能源消納難時會優(yōu)先調度儲能。從目前儲能參與現(xiàn)貨探索情況來看，能夠得到實踐應用的只有山東模式?！?
陳皓勇認為，近兩年，從國家發(fā)改委到地方政府，陸續(xù)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制復雜，各省進度不一。“這個核心問題在于缺乏體現(xiàn)儲能價值的市場化運行機制，但儲能的價值評估確實頗為復雜。儲能在電力系統(tǒng)各種元件中功能最多、性能最好，參與不同中長期現(xiàn)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，而電價又關系到儲能能否盈利。”
亟需明確參與市場技術參數(shù)
談及儲能參與電力市場亟需解決的難題，業(yè)內專家一致認為，需進一步優(yōu)化儲能參與電力市場機制的頂層設計。電力現(xiàn)貨發(fā)展迅速，第一批、第二批14個省區(qū)和其他8個意愿比較強烈的省均全面建立了現(xiàn)貨市場的機制設計，有望在2023年或之后實現(xiàn)現(xiàn)貨市場全覆蓋。在全覆蓋情況下，需要明確儲能容量、調節(jié)能力等方面的儲能技術參數(shù)限制，明確儲能在什么條件下可參與電力現(xiàn)貨市場。
“另外，需要完善現(xiàn)貨市場電能量申報的限價機制?！鄙鲜霾辉妇呙麑＜冶硎荆瑑δ軈⑴c現(xiàn)貨市場最大的獲利方式是通過現(xiàn)貨市場的峰谷價差獲得相應的經濟收益，需要鼓勵各地不斷拉大現(xiàn)貨市場電能量申報設置價格的區(qū)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(qū)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(xiàn)貨市場限價空間可根據各地經濟發(fā)展水平逐漸拉大，提高儲能獲得的經濟效益?！?
此外，業(yè)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(fā)電側零和博弈費用分攤方式不利于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。
