被忽视已久的电力市场辅助服务何时能“走红”？

分析显示:同规模机组管理水平有差距。如：同是2×60万常规火电机组，风陵渡电厂252.96万元、左权电厂-285.09万元。同是2×60万+2×30万常规火电机组，兴能电厂1780.34万元、漳山电厂1434.11万元、兆光电厂327.74万元。

新旧机组性能不同，考核结果差异大。如：同是2×30万供热机组，荣呈电厂568.18万元、太钢-514.52万元。同是2×13.5万供热机组，龙川电厂-23.3万元、大能电厂-310.25万元。

自两个细则实施以来，在全省电力企业的共同努力下，发电机组运行可靠性明显提高，提供辅助服务积极性亦显著上升。下半年，我办将根据两个细则执行过程中存在问题结合山西实际进一步修改有关条款，促使两个细则更加规范有序进行，为保障山西电网安全稳定运行奠定基础。

3>湖南设立抽水蓄能辅助服务专项市场,交易规则已发布

近日湖南省能监局发布了《湖南抽水蓄能辅助服务专项市场交易规则》，规则中提出湖南抽水蓄能辅助服务专项市场（以下简称“专项市场”）以“谁受益，谁付费”、平等自愿为基本原则，通过市场机制优选交易对象和确定交易量价，使有限的辅助服务资源得到优化配置，从而促进可再生能源消纳，减轻火电机组辅助服务负担，实现抽水蓄能电厂优化利用、可持续发展，设立湖南抽水蓄能辅助服务专项市场。

其中市场交易主体主要包括湖南省内统调发电企业（适时扩大到一定装机规模的非统调电厂和售电企业）、抽水蓄能发电企业(适时扩充新型的辅助服务供应商、储能装置等)和省外发电企业。市场运营机构包括湖南省内的电力交易机构、电力调度机构和电网企业。

特别强调，按要约招标交易时，在满足专项市场启动条件的前提下，允许以下三种要约招标：

1.由省内抽水蓄能电厂作为卖方，发起辅助服务容量出售要约，其他发电企业作为买方响应；

2.由省内抽水蓄能电厂作为买方，发起购入电量要约，其他市场交易主体作为卖方响应；

3.由发电企业作为卖方，发起售出电量要约，其他发电企业作为买方响应；若是抽水蓄能电厂响应，则购电抽水；若是其他发电企业响应，则根据交易的电量，降低自身机组的出力，减发一方电量等于增发一方电量。

上述交易均须申报市场运营机构并通过调度机构安全校核。

我国电力市场辅助服务的未来发展

目前电力辅助服务市场的突出矛盾主要集中在辅助服务补偿费用过低，对于提供辅助服务的电厂很难合理补偿成本；辅助服务调用不均衡，有损被集中调用机组的利益和健康状况，也难以做到市场公平。此外，由于跨省区输入电能基本不承担相应的辅助服务义务，部分可再生能源规模较大、负荷体量较小的省份，火电机组辅助服务的任务沉重。

由于目前我国电力市场还处于初级阶段，辅助服务的市场价格机制存在缺位，辅助服务的提供者、提供方式、交易规则、费用标准、支付与结算方式尚未完善。因此，有观点指出，目前辅助服务的补偿机制，还无法兼顾不同电厂提供辅助服务的成本差异，无法区别辅助服务质量的差异，无法有效激励并网电厂提供辅助服务的积极性。

电力辅助服务市场建设是构建符合国情的、统一开放的电力市场体系的重要组成部分，辅助服务市场滞后状况必然影响电力交易市场的推进。在市场环境下，如何科学合理地制定辅助服务计划，完善辅助服务电价补贴机制，降低辅助服务成本，调动和提高发电企业参与辅助服务的积极性，亟待破题。

因此下一阶段，更加期待电储能相关政策的出现。

应加快电储能参与辅助服务试点的没度。前试点的重点已经不是检验电储能的技术可行性，而是促成电储能产业的商业化发展和规模化、规范化应用。从2010年开始，我国各级政府、电网企业、发电企业、科研单位、储能企业分别开展了若干示范项，主要是检验电储能技术可行性，解决工频耐压、故障穿越和监控系统安全防护等技术障碍。下一阶段则应以应用为主，着力探索出电储能参与辅助服务的多种模式，在此基础上加快试点推广没度，解除试点个数限制，早日实现电储能技术大规模商业化应用。

更好发挥市场机制作用促没电储能产业发展。电储能从示范、试点到大规模应用，必然会经历一个过渡阶段。在此阶段，政府的作用是搭建平台、创造条件，而不应倾向于某些具体的技术路径或运营方式，也不宜推出过大范围、过高额度的补贴政策。让一些不适应市场需求的电储能技术和商业模式自然淘汰，引导电储能企业适应市场化竞争，电储能企业才有更强的动力去降低成本。过渡阶段更应该继续发挥企业的自主能动性，这对具有创新精神和技术、成本优势的储能企业来说也更加公平。

研究发电、用户、电网三方电储能应用的统筹发展机制。从美国、德国、澳洲部分地区和日本已经出台的储能补贴政策来看，普遍直接补给了终端电力用户，政策的倾向性明显，主要原因有两点:一是用户侧电储能商业模式清晰，技术路线的问题交给用户自主选择;二是相对发电侧，电储能在用户侧可以实现更多样的应用。从中长期来看，用户侧以及售电侧放开是我国本轮电改的亮点，用户侧电储能市场必然会逐步打开，市场空间十分广阔。但从中短期来看，发电侧大型储能电站相对于用户侧小型电储能设施，具有规模大、服役快、土地成本低、电网配套投资少、特殊政策需求小等方面的优势，对快速、大范围的解决各地调峰、调频资源不足问题现实意义巨大，能够在中短期内促没可再生能源消纳，缓解日益突出的弃风、弃光、弃水、弃核问题，提高电网安全稳定运行水平。此外，研究建设独立的电储能装置作为电力系统的常规可控设备参与调度运行，应作为下一阶段研究的重要内容，能够挖掘电储能更广的应用途径和更稳定的运营方式。可见，电储能在不同的位置、环节、时期的作用和定位是不同的，是可以优化协调的，因此开展发电侧、用户侧、电网侧电储能应用的统筹发展机制研究十分必要，能够为将来出台相应的电储能规划和产业政策提供依据。

国家能源局试点将电储能纳入辅助服务补偿机制(市场)，这是我国电储能产业走向商业化应用的重要里程碑。国家能源局及其派出机构将本着积极稳妥的原则，密切跟踪试点相关情况，及时分析不足、总结经验、完善规则，争取早日实现电储能常态化、规模化、市场化参与辅助服务，促进我国电储能产业健康发展。

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