全干货！储能参与电力辅助服务市场政策全析

随着电力市场改革的进一步深化，电力辅助服务市场成为改革的热点和重点，近期各地密集陆续发布电力辅助服务新政，储能作为手段之一，出现在更广泛的电力辅助服务市场视野内。这对未来储能技术应用发展的方向具有引导作用，为储能尤其是电储能参与辅助服务市场提供了丰富的政策空间。

一、什么储能?储能是指将电能、热能、机械能等不同形式的能源转化成其他形式的能量存储起来，在需要时将其转化成所需要的能量形式释放出去。储能可以储热、储电、储冷、储氢、储动能、储势能等。简而言之，任何一种以转化的能源形式的储存并释放能量的技术，都属于储能技术范畴。储能技术是伴随着新能源产业和现代电力系统发展而逐渐发展起来的，大规模储能技术，在电力系统发电、输电、配电、用电等环节逐渐得到应用和重视。

二、储能具体形式有哪些?主要应用在电站的储能分为化学储能和物理储能。

图1物理储能的主要分类

图2电化学储能的主要分类

三、主要发布政策一览政策环境促进各种类型发电机组在同一平台公平承担电力辅助服务义务。

2017年至2018年2月集中出台了13项政策，2018年会有更多的省份陆续出台有关电力辅助服务或电储能参与电力辅助服务交易的专项政策。南网、新疆、山西、东北、山西等地的政策中均有专门针对储能参与辅助服务或者单独的章节。

表1：电力市场辅助服务相关政策一览表

四、电力市场辅助服务范围辅助服务市场是由市场运营机构和市场主体构成。

辅助服务的阶段

《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》提出中国全面推进电力辅助服务补偿(市场)工作的三个阶段：

第一阶段(2017年～2018年)：完善现有相关规则条款，落实现行相关文件有关要求，强化监督检查，确保公正公平。

第二阶段(2018年～2019年)：探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制。

第三阶段(2019年～2020年)：配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。

山西省也制定了山西省电力辅助服务市场化建设时间表：

第一阶段(2017-2018年):开展调频辅助服务市场建设,建立有偿调峰辅助服务市场,探索无功补偿、黑启动辅助服务的市场化运作机制。

第二阶段(2019-2021年):在现货市场启动后,开展备用辅助服务市场建设;制订电能、调频与备用辅助服务在现货市场中联合出清、一体优化的实施方案;制订以双边协商交易为主的无功补偿与黑启动辅助服务市场化实施方案。

辅助服务的范围

各省在发文时针对电力市场辅助服务的概念进行了详细定义：

《东北电力辅助服务市场专项改革试点方案》中，电力辅助服务是指维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，由并网电厂或电力用户提供的除正常电能生产外的市场化辅助服务;

《山西省可再生能源参与调峰辅助服务市场实施细则》专门针对可再生能源的电力辅助服务进行了定义：可再生能源调峰辅助服务是指为促进风电、太阳能等可再生能源消纳,保证电能质量,由并网发电厂、售电企业、电力辅助服务提供商、电力用户提供的除一般电能生产与消费外的市场化辅助服务,主要包括实时深度调峰、需求侧响应调峰、售电企业移峰调峰、跨省跨区有偿调峰等辅助服务。

调峰调频范围

针对辅助服务的调峰调频，各省在相关文件中也进行了具体的定义：

《甘肃省电力辅助服务市场运营规则(试行)》定义规则内调峰辅助服务是指并网发电机组或电储能装置、可中断负荷，按照电网调峰需求，平滑、稳定调整机组出力或改变机组运行状态或调节负荷所提供的服务。可分为基本(义务)调峰服务和有偿调峰服务;

山西能源监管办印发《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》的附件中明确了细则所称的电力调频辅助服务是指调频资源在其申报的出力调整范围内，跟踪自动发电装置AGC指令，按照电力系统频率和联络线功率控制的要求，实时、往复调整发电出力的辅助服务;

《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)》中所指调峰辅助服务是并网发电机组和送入山东的跨省区联络线,按照电网调峰需求,通过平滑稳定地调整出力、改变机组运行状态所提供的。特指有偿调峰辅助服务,有偿辅助服务在山东电力调峰辅助服务市场中交易。

在整理的主要16项政策里面，有提及储能政策的有13项，储能正式进入电力辅助服务市场，储能电站将迎来技术和模式的一轮发展潮。

五、电储能的界定有关电储能并没有统一定义：

《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则》定义电化学储能电站是指采用电化学电池作为储能元件，可进行电能存储、转换及释放的并网电站;

《新疆电力辅助服务市场运营规则》定义电储能交易指蓄电设施通过化学或物理方法，在低谷或弃风、弃光时段储存电力，在需要时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。

电储其优势是能量密度相对较高、不受地理环境、容量限制，是储能电站发展的重要形式。

六、储能电站如何参与辅助服务储能电站可以作为独立个体，或者联合火电、热电、新能源电源等参与电力辅助服务，前提是经过市场准入、满足相关政策技术要求的储能电站。储能电站在参与电力辅助服务时，应更多的要考虑如何与风电光伏等新能源电站结合、协同发展，利益最大化，优先吸纳弃风弃光电力进行充电，帮助解决新能源发电稳定性对电网的影响。

《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》专门针对电储能参与电力辅助服务从基本要求、技术、政策支撑、并网、备案等方面进行了详尽的规定;

《甘肃省电力辅助服务市场运营规则(试行)》中，明确鼓励储能电站在弃风弃光时段吸收电力，在其他时段释放电力。火电端口建设的优先使用弃风弃光电力;

《新疆电力辅助服务市场运营规则》中规定电储能电力辅助服务市场的市场主体之一，可以交易调峰辅助服务及补偿计算方法;可中断负荷在市场初期暂定义为可在弃风、弃光时段用电，为电网提供调峰服务的用电负荷项目(包含电制氢、电储热、电储冷等项目)。鼓励电储能独立作为交易主体，明确补偿费用标准;

《山西省电力辅助服务市场化建设试点》在用户侧：鼓励供热电厂或第三方投资建设储能调峰设施。火电企业或第三方在计量出口内建设的电储能设施视为深度调峰设施,可参与实时深度调峰市场交易,也可由全网共同分担电储能设施参与系统调峰辅助服务交易产生的费用。电力辅助服务市场建立初期,需求侧的响应;

《国家能源局关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》在试点地区合理配置储能设施、促进发电侧和用户侧参与调峰调频、确定储能作为独立个体参与电力辅助服务的补偿原则;

《福建省电力辅助服务(调峰)交易规则(试行)》储能可以作为辅助服务的提供商，第七章规定电储能调峰交易、充放电规则和技术要求。

七、储能电站的功率要求储能参与电力辅助服务是有门槛的，其中有些政策对储能的功率有明确要求。

《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》特别对电储能设施在不同参与方式下的容量及充放电时间给出具体要求：以发电企业、电力用户、售电企业、储能运营企业等为参与主体，均可以联合或独立的方式参与调峰或调频，独立参与调峰的单个电储能设施额定容量应达到10MW及以上，额定功率持续充电时间应在4小时及以上。独立参与调频的电储能设施额定功率应达到15MW及以上,持续充放电时间达到15分钟以上;

《甘肃省电力辅助服务市场运营规则(试行)》鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施，要求充电功率在1万千瓦及以上、持续充电时间4小时以上;

《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则》适用于南方区域地市级及以上电力调度机构直接调度的并与电力调度机构签订并网调度协议的容量为2MW/0.5小时及以上的储能电站;《新疆电力辅助服务市场运营规则》第七章电储能交易：鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施，要求充电功率在1万千瓦及以上、持续充电时间4小时以上;

《山西省电力辅助服务市场化建设试点》规定参与电力调峰辅助服务市场的需求侧响应用户和售电企业的最小用电电力须达到1万千瓦以上,且能够将实时用电信息报送电力调度机构,并接受电力调度机构的统一调度指挥。

政策对的功率要求普遍在额定容量应达到10MW及以上，持续充电时间1h以上，参与电力辅助服务市场的储能电站在建设初期考虑容量时候要重视政策要求。

八、总结根据上文分析，对储能电站的最新各政策主要内容整理汇总，见下表

表2：储能政策主要内容汇总表

各项政策明确了电力辅助服务对储能开放，不但可以使储能电站找到新的收益点，创新收益模式，还能促进新技术的研发。储能电站深入参与到电力辅助服务市场，能够缓解储能电站的运营难度帮助解决新能源的消纳问题。