电化学储能参与电力辅助服务市场的潜力与障碍

      尽管储能技术在能源系统中极具应用价值，但各类储能技术的市场化程度有较大差异。从当前全球发展态势看，抽水蓄能和储热技术成熟度较高并已实现商业化运营；氢能、合成燃料、热化学储能等尚处于研发示范阶段；而铅蓄电池、锂离子电池、液流电池、飞轮储能、压缩空气、钠硫电池等整体处于从技术示范到商业运营的过渡阶段。目前抽水蓄能仍是全球储能装机的主体，但技术快速进步的电化学储能已经成为市场关注的焦点。特别是近年来电动汽车产业的快速发展带动锂离子电池技术不断成熟。根据彭博新能源财经（BNEF）的预测，到2024年全球锂离子电池成本将达到640元/千瓦时，到2030年进一步降低至430元/千瓦时。

      在国内，近年来锂离子电池技术进步速度更是超过预期，到2020年上半年，国内磷酸铁锂电池电芯成本约400元/千瓦时，电池包成本约600元/千瓦时。换言之，目前国内锂电池成本已达到BNEF预测的2024年全球水平。目前以锂电池为代表的电储能技术已成为我国商业化储能项目的主体，市场占比达到98%。相比电力系统其他灵活性资源，电储能产业协同效应强、技术进步空间大、环境资源约束小，是未来极具市场竞争力的电力系统短周期储能技术，其在电力系统中的价值也更多体现在电力辅助服务层面。在国外，成熟电力市场环境下电储能往往通过辅助服务（调频、备用等）获得收益；在国内，尽管电力市场建设处于过渡阶段，市场化程度有限，但部分辅助服务市场机制仍可体现电储能灵活参与系统服务的功能价值，参与辅助服务市场已成为电储能应用主要收益来源。

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电储能参与辅助服务面临的问题

      虽然市场关注度与日俱增，但目前国内电力辅助服务市场还难以对电储能等新型灵活性资源形成有效激励，电储能参与电力辅助服务面临机制、成本、监管等方面问题。

      定价机制

      虽然江苏、广东、福建、甘肃、山西、华北、蒙西等地已明确储能参与辅助服务的市场定位和按效果付费的基本原则，但就全国而言仍然缺少储能参与辅助服务的并网管理规范，现有交易、调度平台以及计量、结算体系也尚未与之充分匹配，且现行电价机制下，电储能收益也存在较大不确定性。

      调峰方面，南方电网对电力机构直接调度的储能电站提供的调峰服务按0.5元/千瓦时给予补偿；新疆对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量补偿标准为0.55元/千瓦时；山西省对独立储能电站市场交易申报价格参考现货市场火电机组深度调峰第四档区间0.75～0.95元/千瓦时。若以锂电池储能电站0.5元/千瓦时的单次充放电成本，仅从调峰单价看电储能参与部分地区调峰辅助服务已具备一定经济性，但考虑到系统调峰需求存在明显的季节性差异，电储能实际能够参与调峰的频次取决于系统需求，较高的调用不确定性增大了储能电站的投资风险。

      调频方面，山西、广东等省于2018年进行了AGC辅助服务的竞价市场改革，调频收益直接取决于调频执行效果（性能）和调频的贡献量（里程），但调频收益的具体计算方式仍在不断完善过程中，而具有较高调节质量的电储能显然对价格政策的变化较为敏感。此外，电储能参与辅助服务仍存在一定技术门槛，如东北、新疆、福建、甘肃部分省区对于参与调峰交易的电储能设施提出了10兆瓦/40兆瓦时的最小充电规模要求；华北第三方独立主体调节容量不小于2.5兆瓦时、充放电功率不小于5兆瓦；江苏充放电功率10兆瓦、2小时以上的储能电站可以直接注册调频市场成员。综合能源服务商汇集单站容量5兆瓦，总容量10兆瓦、2小时以上的可以注册市场成员。与之相比，美国PJM市场准入门槛仅为0.1兆瓦，且将调频服务分为响应较慢的传统调频（A）信号和快速响应的动态调频（D）信号，调频资源可以根据其调频资源的性能和商业策略选择响应不同类型的性能。随着我国可再生能源渗透率的不断提升，电力辅助服务需求也将相应增加，与之相匹配的高时空颗粒度电力现货市场环境对电储能而言也至关重要。

      成本分摊

      我国现行电力辅助服务补偿机制本质上是发电企业电能量收益的二次分配。《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》明确“辅助服务是指并网发电厂所提供的辅助服务”，即辅助服务提供主体是并网发电机组。

      尽管近年来部分地区的电力辅助服务市场建设过程中逐步将辅助服务主体从火电机组扩展至新能源发电机组、电力用户、电储能及独立辅助服务提供商，但辅助服务费用的分摊仍在发电侧，相关成本实际上还是由发电企业通过上网电价内部消化，其中提供辅助服务的传统火电企业既出钱又出力，补贴退坡压力下的新能源企业面对高额分摊费用捉襟见肘，现行辅助服务成本的疏导方式已不适应发展需要。特别是自2015年新一轮电改启动后，上网电价逐步放开，发用电双方协商形成的电价主要对电能量价格进行博弈，辅助服务成本已逐渐与上网电价剥离，辅助服务资金入不敷出的问题愈发明显，难以对电储能等新型灵活性资源形成有效激励。

      考虑到新能源发电规模不断提升加大辅助服务需求，未来发电企业承担辅助服务成本的压力还将持续提升，将电力用户纳入分摊机制已是势在必行。用户侧参与辅助服务成本分摊一方面可填补辅助服务资金不足的缺口，更多用户侧灵活性资源纳入辅助服务市场也可增大灵活性资源供给，降低上游发电企业灵活性改造成本。

      监管方式

      《输配电定价成本监审办法》明确储能设施不得纳入输配电价突出反映了当前储能实现多元价值面临的困境。作为具有自然垄断特性的公共事业公司，电网企业往往被认为应聚焦输配电主营业务，而非参与竞争性市场。电网企业投资和运行储能资产可能破坏电力市场公平竞争环境。但也需要看到，作为快速成熟的电力系统灵活性调节技术，储能对传统输配电设施的替代效应日益明显，合理配置储能设施可降低电网综合投资成本，简单地将储能排除在电网投资选项外，并不利于降低电力系统综合供电成本。

     目前社会资本难以通过价格信号参与电网侧储能的投资和运行，电网企业在现阶段作为电网侧储能价值发现者的作用难以替代。储能监管的复杂之处在于其应用场景繁多、应用功能多样，且贯穿于发电、输配电、用电各环节，部分应用的价值可从市场中得以体现（如调峰、调频），而部分应用功能短期内还需通过价格监审传导成本（如输配电服务）。

      因此，应基于储能在不同时间、不同地点所提供的特定服务对其进行管理，而非在资产属性层面实行“一刀切”。如若安装储能有助于降低或延缓电网线路投资或体现安全应急价值，应允许电网企业自主投资或采购第三方储能服务的资产和成本纳入输配电价核定体系；与此同时，应对输配电线路的利用率进行考核，提高输配电线路利用率的储能，也理应得到相应的经济补偿。不论是电力系统调峰还是可再生能源消纳，单一的能量型应用都难以补偿电化学储能的充放电成本，多元应用价值的叠加是相当一段时期内储能实现商业化运行的必然选择。

      此外，在储能充放电定价过程中应对储能实际转移电量与效率损失电量加以区分，对效率损失部分电量视为终端电力消费，对于储能放电电量，若放电对象为一般电力用户，则仍应视为终端电力消费，若放电对象为电网企业，则应减免相关税收、基金及电价附加。

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总结与建议

      随着可再生能源渗透率的提升和电储能成本的下降，电储能参与辅助服务市场的竞争力正在不断增强，而现行电力辅助服务机制在定价机制、成本分摊以及监管方式层面已无法适应市场的需要。因此，有必要完善电力辅助服务政策设计，以更好地反映灵活性资源的技术特质。

      在定价机制层面，应加快电力现货市场建设，给予各类灵活性资源种类更丰富的市场参与方式和更稳定的价格信号。在成本分摊层面，应分期分批逐步将辅助服务费用分摊扩展至用户侧，近中期参与市场化交易的用户应合理承担辅助服务费用，未来竞争性市场下过渡至全部用户承担，并通过输配电价、目录电价或分时电价等进行传导，形成“谁受益即谁付费”的市场基本逻辑。在监管层面，应改变基于资产属性的“一刀切”，转而采取基于功能定位的更为灵活的监管方式，同时鼓励第三方储能服务等商业模式创新，帮助灵活性资源在电力市场中实现多元应用价值。