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。而储能作为手段之一，凭借其快速精确的响应能力和灵活的布置方式，已经在以调频为代表的辅助服务领域实现了商业化的突破。但从另一方面看，与储能高效合理应用相配套的市场机制和政策环境还存在诸多缺失。今后随着更高比例可再生能源的接入，我国电力系统对灵活性资源参与调节的需求会更高，储能在未来低碳化的能源体系下将发挥着至关重要的作用，相比较而言，我国辅助服务市场建设尚处于初级阶段，市场规则合理性还有待探究，规则的调整还需要与时俱进，且要朝着长效发展的目标迈进。
市场化取得了一定进展，但仍存在不少问题
目前储能参与辅助服务市场面临的问题与困难，可以总结为以下几点：
储能系统进入辅助服务市场的身份认定。
身份认定，也即“如何进入市场”的问题，这个可以从两个层面看：
一是规则允许进入但实际操作存在很多困难，从各地区辅助服务市场规则条文来看，基本明确了储能参与辅助服务市场的身份，独立储能电站和联合储能电站形式均被允许参与辅助服务。但从实际层面操作层面看，除储能绑定火电机组形式以外，其他形式储能系统还难以进入市场，现有的交易、调度等平台还难以支撑此类项目参与服务，并且在土地，并网等审批环节还存在一些困难。长远来看，独立储能电站和集成资源的用户侧储能电站也会是参与辅助服务应用的主力，还需要完善技术配套和政策支撑。
二是进入之后，在市场中的“待遇”与其他参与主体相比有差距，也即“公平性的问题”。目前各地还是存在冗余机组挤压优质资源市场空间的现象，并且辅助服务的调度策略相对简单，缺少针对独立型储能电站的优化调度机制，且不满足未来电力现货市场需求，无法保证与电力现货市场的衔接。这也是现有储能项目偏向于绑定独立调度主体的原因，独立储能电站还难与其他市场主体真正公平地竞争。
储能项目投资收益难以得到保证
目前储能进入辅助服务市场后，还存在盈利难以保证的问题。在市场开放之初，由于边际价值较高，储能可获得高价值回报的区域主要集中在执行“按效果付费”较好的调频辅助服务区域。但政策的快速调整极大地影响着储能参与辅助服务市场的投资收益。2019年，华北能源监管局在华北两个细则中调整K值上限，以及对蒙西电网细则中“日调节深度”及“AGC 服务贡献日补偿电量”计算方式的修订，均使调频辅助服务收益产生了明显的下降。
缺少辅助服务市场的长效运行机制
总体来说，我国辅助服务市场机制尚未形成，储能等新调节资源提供辅助服务的成本和响应补偿并不能完全反映电力系统所需，相应的成本支付也未能通过市场向实际受益方传导。这其实是辅助服务的一个整体问题，它与电力市场尤其是现货市场的建设步伐息息相关，亟需通过电力市场深化改革完善辅助服务价格形成机制，逐步将辅助服务市场规则与现货市场挂钩，这也是解决各类新技术和新市场主体参与市场并获得合理价值回报的必要途径。
国外储能参与辅助服务市场的规则设计
美国是全球范围内最先将储能系统规模化应用于电力系统辅助服务的国家，目前已有大量商业化储能项目应用于辅助服务领域。储能技术之所以能够在美国辅助服务市场得到规模化应用，除了得益于储能技术成本下降，也要归功于美国联邦能源监管委员会（FERC）在明确储能参与辅助服务市场的身份，确保在市场中获取合理收益，以及辅助服务费用来源等方面在政策和立法层面的支持和保障。这里介绍一下美国的成功经验。
明确储能参与辅助服务的身份
在美国电力批发市场中，储能被看作是一类特殊的电力资产，其定义是“非发电资源”（NGR）。不同于发电机，NGR是可以在整个容量范围内从负到正进行灵活调节的一种资源，例如从充电到放电，从负到正，连续调度到任何水平。NGR具有两大特性：一是NGR模型比一般发电机组更为简单，既没有启动成本，也没有关机成本、最小负荷成本或者转换成本；二是NGR可以提供能量服务、容量服务和各种辅助服务。储能装置在批发市场中只有两个报价，充电报价和放电报价。为保证参与市场，运行成本最低保证中标，储能装置基本都是零报价。
明确“按效果付费机制”
鉴于储能是能够独立提供优质辅助服务的电源，其与提供辅助服务的传统电源地位相同，针对传统电源的辅助服务补偿机制也同样适用于储能，即，不论何种储能技术，均以其为对电力系统调节能力的影响为原则，进行合理的补偿。
FERC在2011年12月发布了755法案《批发电力市场的调频服务补偿》，明确要求各个电力市场出台基于效果的付费补偿方案，对调频资源的实际贡献进行补偿。法令要求调频辅助服务市场对调频资源必须包含两部分补偿：①现有的容量补偿，包含边际电源的机会成本；②效果补偿，反映调频资源提供调频辅助服务的质量（如跟随控制信号的准确度）以及实际贡献数量。一般而言，调频里程越大，调频性能指标越高，所能获得的收益也越大。在新的补偿方案下，容量收益不再是“固定”收益，调频性能指标为零时，容量收益可能也为零。因而，供应商的调频效果会影响其最终所能获得的调频总收益。这使得储能系统参与电网AGC调频服务获得合理回报的问题得以解决。
实现调频，备用与电能量的联合优化出清
这里以PJM市场为例，作为已经成熟运行多年的电力现货市场，辅助服务与现货市场联合优化出清，可以保证对因调频引起的电能量价格变化以及提供备用服务而造成的机会损失成本进行准确定价。从而真正实现辅助服务的市场化，PJM市场联合优化出清的具体时序如下：
在日前市场上，ISO联合优化出清能量、备用、调频，但对调频不进行结算；
在时前市场上，ISO重新联合优化出清，确定调频资源的机组组合和中标调频容量；在进入运行小时以前，机组必须按照指令将其出力水平调整到调频出力水平，即在时前完成调频市场中标；
在进入运行小时后，ISO联合优化出清能量、备用和调频，每个调度小时分为12个调度时段，每个调度时段为5min。每5min都会进行一次能量出清，用于市场结算。确定每个调度时段的实时电能量市场节点边际电价（LMP）、调频容量价格、调频里程价格，再通过求11个时段的算术平均值，获得该调度小时的电能量和调频，备用价格，完成调频市场定价。
至于辅助服务的长效机制，即辅助服务成本由电力用户分摊，在国外大多数成熟电力市场均已实现。
对国内储能参与辅助服务市场规则的建议
根据美国和其他国际市场的经验看，辅助服务市场均基于成熟的电力现货市场，根据存在时序和地点特性差别的电价信号设计。
从目前国内情况看，电力现货市场建设试点刚刚起步，现代电力市场体系建设还需要大量的时间和努力，近中期内电力现货市场建设仍以试点为主。在这些试点地区，辅助服务补偿机制需要配合电力现货交易机制建设逐步地进行市场化，对于储能，可以将具备调节能力，能够接受调度指令的装置均视为辅助服务供应主体，并根据性能进行定制化并网调度规则设计。同时，基于调频性能，进行储能替代常规机组参与调频替代比的量化评估，从而进一步优化调频容量，释放更多优质资源进入市场。在运行层面，尽早实现调频、备用与电能量的联合优化出清，以达到提高市场效率的最终目的。在价格分摊方面，由用户侧承担辅助服务费用、现货交易用户侧单轨制（即不存在优先购电用户），该情况是最为理想的。
同时，在广大的非现货市场试点地区，“计划调度+直接交易”的计划改良模式还将长期存在。在这些地区，可以将各类型机组中调节能力最差的机组辅助服务水平作为有偿辅助服务的起点，来体现辅助服务供应能力的公平性。同时引入容量备用辅助服务产品类型，让提供容量备用的机组获得其合理合法的收益。在费用分摊方面，伴随计划放开，参与直接交易的用户应当承担自身电量对应的辅助服务费用，逐渐过渡到全部辅助服务费用由用户承担。
关于辅助服务的费用由电力用户分摊，这是将国内现有的辅助服务市场在发电商之间“零和博弈”最终过渡到真正市场化不可避免的一步。其实在上网电价逐步放开之后，发电侧承担辅助服务费用的理论基础，也就是标杆电价已经包含了辅助服务成本已经不存在了。实际的交易过程中，双方都是在为电能量价格进行博弈，而没有对辅助服务部分进行讨论。考虑到辅助服务是电能生产必不可少的组成因素，从市场化的角度看，无论辅助服务的成本如何、费用高低，都应当由电力用户承担辅助服务费用。而且在可再生能源渗透率快速提高的大背景下，按照“谁收益，谁承担”的原则，可以认为最终是用户使用了占比更高的可再生能源，享受到了“绿色能源带来的环境改善收益”自然应当为此支付相应的费用。该部分费用既应该包括可再生能源的电能量价格，也应该包括使用这些可再生能源需要的辅助服务费用。
关于按效果付费使辅助服务费用上涨，以及国家处于降低实体经济用电成本的阶段，难于考虑直接向用户疏导，这确实是一个很重要的问题，也是目前监管者推动辅助服务机制进退两难的地方。关于这一点，笔者想说的是：
一：我国总体辅助服务价格的占比相对国外电力市场化的国家整体还是偏低的，尤其是可再生能源较多的国家如德国和一些北欧国家。
二：由于多年来高速的电源建设步伐，以及经济增速的放缓，目前是处在电力过剩的阶段。而随着电力交易市场化的推进，各地直接交易的均价实际上低于国家核定电价，即部分电力用户已经享受到了实际的价格优惠。此时，将辅助服务费用转移给电力用户，用户看到账单上存在辅助服务费用，但是整体感受电价仍然是降低，这样阻力会减小。
三：随着可再生能源渗透率的不断增加，辅助服务的需求会相应增长，而储能作为优质的调节资源，参与到辅助服务市场中，反而会对辅助服务费用的上涨起到抑制作用。
综合三点，辅助服务费用向用户分摊是最终趋势，其具体推行的节奏可以根据电力现货市场建设的步伐进行调整，但不宜过晚。如果等到可再生能源比例高到一定程度再向用户传导，阻力会比现在更大。
综上，就储能参与辅助服务市场，应分阶段优化市场机制，率先明确不同储能应用形式的市场身份，理清不同电力系统环境下的调节资源需求，后利用市场规则反映储能灵活调节能力价值，并由受益方为此进行支付。
来源：CNESA
