近年來，在政策激勵、市場規則和靈活價格機制的引導下，電儲能特別是電化學儲能呈規模化發展趨勢，電力輔助服務、發電和集中式可再生能源并網、電網側、用戶側已成為儲能重點應用領域。隨著我國電力體制改革逐步深入，電力市場建設取得明顯成效，國家能源局2017年印發了《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》（國能發監管〔2017〕67號），方案中明確要完善現有相關規則條款，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。電力輔助服務市場特別是調頻輔助服務市場已成為儲能獲取高價值回報的重要平臺。目前，電力市場化進程還在逐步深化的過程中，支撐儲能技術應用的政策和市場化環境還相對有限，故在系統建設和運行層面仍存在諸多問題，特別是在電力輔助服務這一領域，儲能系統應用還面臨一些問題與挑戰。

電力輔助服務市場儲能規模及應用情況分析

為鼓勵儲能參與電力調頻輔助服務市場，各國結合本國實際出臺了一系列政策，如美國聯邦能源監管委員會（FERC）2013年出臺了強制性調頻補償機制，即針對北美電力市場中調頻補償的要求，分別按照調頻容量和調頻效果對調頻電源（包含儲能）付費，進而使快速響應電源能夠在電網提供調頻服務中得到公平合理的收益。近兩年，隨著歐洲和澳洲可再生能源快速增長，同樣帶來迫切的電力輔助服務需求，進一步催生了儲能行業的發展，英國、德國、澳洲目前已成為全球發展儲能參與電力調頻輔助服務發展最快的地區。

截至去年底，我國已投運電儲能項目累計裝機規模達到31.2吉瓦，其中調峰儲能裝機規模仍穩居第一，電化學儲能的累計裝機規模位列第二，達到1011.5兆瓦。目前，調頻調峰電力輔助服務都利用到傳統火電機組的特性進行優化，調峰的調用次數少，更適合傳統電鍋爐或蓄熱等初始投資低的技術方案；而調頻調用頻繁，運行成本低的高效電儲能技術更具優勢。未來，隨著儲電成本的不斷下降，電儲能將從調頻過渡到日調峰、季度調峰和備用應用等領域并逐級產生替代價值。其中調頻將成為最先體現儲能新技術價值的應用領域。從已投運的電化學儲能項目應用分布來看，電力輔助服務領域儲能應用所占比重為14%，且全部為電力調頻輔助服務（不含電化學儲能調峰示范項目），儲能系統參與調峰電力輔助服務的高壓固體電蓄熱調峰裝機規模為285兆瓦。

從實際分布來看，儲能在電力調頻輔助服務市場的應用全部集中在兩個細則執行較好的地區，儲能設施通過與火電機組聯合運行的方式，實現聯合調頻，共享電力輔助服務（兩個細則）收益。隨著我國電力市場化改革的深入，電力輔助服務市場化建設全面鋪開，特別是各地方電力輔助服務市場的加速籌建，儲能等新技術參與輔助服務的機會逐步增多，在輔助服務市場的應用得到了加速部署，部分省份由電網企業牽頭逐步落實電網側儲能項目，以緩解高峰電力運行壓力，并全部參與電力輔助服務市場獲取收益。現階段儲能可參與的電力輔助服務類別仍較為有限，主要受電力輔助服務市場服務內容和規則多樣化程度不高和儲能參與電力輔助服務市場可獲得高價值回報的服務類型相對單一兩個因素影響。相對于國內未來調頻需求來看，儲能在我國輔助服務市場中的應用剛剛起步，未來發展前景可期。

電力輔助服務市場儲能應用現狀

電力調頻因為邊際效益高，是各類電力輔助服務中首先使用儲能的應用場景，自2010年儲能參與調頻應用開始商業化運行后，鋰電便進入這一領域。相對于承擔調頻工作的傳統發電機組，電儲能具有施工周期短、布點靈活、占地小、調節速率快等優勢，并可以彌補火電或燃氣組調頻運行成本高的現實，同時在建設成本方面又優于抽水蓄能機組。因其具有響應速度快，響應精準度高的特點，使其可以更好地滿足調頻需求。在電力市場公平競爭的場景下，電儲能顯示出投資少、運行成本低、競爭力強的特點。根據國際研究表明，調頻應用領域1兆瓦儲能可以替代超過2兆瓦燃氣、20兆瓦以上火電起到的效果。

我國燃氣發電占比較少，主要依靠傳統火電和水電機組承擔電力系統調峰、調頻等工作任務，而火電又是電力調頻輔助服務的主力機組，因此儲能配合火電參與電力輔助服務成為探索發展的必然應用模式。目前，部分地區建立了按效果付費的調頻輔助服務付費機制，按機組性能的調頻付費模式使得儲能能夠捆綁火電機組共同提供服務。這一模式類似混合動力汽車中的能量回收電池，既能夠提高火電機組的運行效率，降低運行成本，還提升了發電機組的靈活性價值。同時在這一場景下，由于儲能系統使用頻繁，在電力系統中可實現比獨立調度模式更高的價值收益。但這一應用同時對儲能的壽命和功率特性提出了更高的要求，當前使用的鋰電路線基本是在2倍率充放特性的工況下，每日實現500到2000次淺充放。目前，鋰電行業內各類電芯在該場景下的使用壽命為2到10年不等，綜合技術水平而非單純電芯成本決定了儲能調頻項目的運營成本。

電力輔助服務支持政策及調頻儲能經濟性分析

按照《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》（國能發監管〔2017〕67號）中分步實施的具體要求，國家能源局各派出能源監管機構因地制宜、循序漸進，全面推進電力輔助服務市場建設工作。目前已啟動了東北、福建、山西、新疆、山東、寧夏、廣東、甘肅、華北、華東、西北、重慶、江蘇、蒙西、安徽、青海、上海、四川等18個電力輔助服務市場試點，試點地區均發布了電力輔助服務運營規則或建設方案，例如南方區域和西北區域修訂“兩個細則”， 山西和廣東開展的調頻市場化工作等，從各地規則對儲能應用的作用來看，山西和廣東省調頻規則的效果顯著。這些規則的調整與地方能源發展形勢和電力體制改革深化工作掛鉤，進一步促進了電力輔助服務市場健康有序的發展，也為儲能等新技術以及新市場主體參與電力市場提供了平臺。同時，儲能技術的進一步應用，也必將使得電力輔助服務在促進電力系統安全穩定運行、促進可再生能源消納、提升系統調峰調頻能力和設備利用效率、推動新技術和新設備發展、多能源協同發展等方面取得更明顯的成效。

從參與形式看，在火電廠配置適當規模的電儲能設施，在集中式間歇性能源發電基地配置適當規模的電儲能設施，在小區、樓宇、工商企業等用戶側建設的分布式電儲能設施，以及獨立式儲能電站等都可參與提供電力輔助服務。從應用方式看，東北、新疆、福建、甘肅、安徽等地區對于作為獨立市場主體的電儲能調峰交易，提出了容量配置要求；山西、山東、廣東、江蘇、福建等地區強調儲能在AGC調頻方面的應用價值，江蘇還明確提出儲能可參與深度調峰，并計劃針對性設計補償規則；以山西、南方區域為代表，明確提出了獨立儲能系統參與電力調頻輔助服務的具體要求。在各地方和區域電力輔助服務市場政策的引導下，儲能部署應用速度加快。

成本方面，由于儲能系統在產品質量、設計水平、電池壽命、系統可靠性和安全性等方面存在差異，調頻用儲能系統的整體成本差異較大。因此，不同項目的收益率也存在較大差異。補償收入方面，全年收入需要考慮的因素包括機組開機小時數、非停情況、煤質、機組工況、調度方式、配合新能源導致的調峰以及儲能本身的工況等。因此，全年儲能聯合火電機組調頻的運行小時數影響投資回收周期同樣較大，低于3年與高于10年投資回收期的項目將都可能會出現。綜上，考慮到儲能技術進步帶來的成本下降，維持產業健康發展必須構建能夠體現儲能價值且公平競爭的市場機制，通過市場來競價是調節供需和促進產業健康發展的關鍵。

有關建議

目前來看，雖然電儲能技術已在全球電力市場中得到廣泛應用，但其技術成熟度仍有待提高，技術成本也有待下降，以進一步提升系統應用經濟性。在電力輔助服務領域，儲能可提供的電力輔助服務內容極其有限，部分地區還缺少“按效果付費”的市場機制，新進市場主體技術成熟度難以得到保障。另一方面，已投運項目地區政策調整隨意性較大，對儲能電站投資商及運行商都存在一定政策風險。因此，在政策規則制定方面，可以從三個方面入手：

第一，廣泛建立“按效果付費補償機制”。明晰電力現貨市場中電力輔助服務交易機制的設定原則及相應機制的實施過渡路線圖，降低市場機制隨意調整帶來的政策風險。

第二，著力推動輔助服務市場運行長效機制。規則設置要真正體現“誰受益、誰付費”的基本原則，逐步建立向用戶側傳導的可持續的市場化長效機制，及時追蹤問題并建立相應保障機制，解決儲能電站所面臨的并網調度和各類補償支付難題。

第三，科學衡量電力輔助服務成本和價值。AGC指令頻繁要求機組進行升降負荷操作時，會協調控制鍋爐、汽輪機共同進行相關變負荷操作。在現有核算機制下，建議要合理核清各類電力輔助服務成本，科學設定價格補償標準，減少市場惡意競爭。

本文刊載于《中國電力企業管理》2019年11期，作者就職于北京智芯微電子科技有限公司。