扫除储能参与市场阻力，辅助服务市场机制寻求突破

随着可再生能源配套储能发展成为大势所趋，过渡阶段的辅助服务市场机制成为二者配套应用的唯一政策保障，就调峰辅助服务而言，决定储能投资决策的关键并非仅为调峰补偿水平，还有实际调用的调峰次数。2020年8月，江西、山西再次印发辅助服务市场运营规则，提出调峰辅助服务补偿思路。在2017年《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》发布后，时隔近三年，独立电储能参与山西辅助服务市场再次获得明确，《山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实施细则(试行)》(征求意见稿)文件在辅助服务机制设计上形成突破，一方面政策明确了储能特别是独立储能项目参与辅助服务市场的身份，并可对独立储能市场主体颁发电力业务许可证，相关调度、交易和结算机制必将对此主体身份予以匹配;另一方面，独立储能市场主体参考现货期间火电机组深度调峰第4档区间750元-950元/MWh进行价格申报，此价格在全国范围内居高，且因独立储能和用户可控负荷参与电力调峰交易所产生的费用，将在发电侧和用户侧按比例进行分摊，实现了辅助服务成本向用户侧传导的关键一步。

理论上讲，储能项目投资主体所期望的明确调用次数的需求，显然不宜在市场化政策意见中体现，但相关政策也不应对某些特定主体有所倾斜，即政策不应为单一项目所设计，其背后的储能调用逻辑应是公平且公开的。

此外，因电力市场尚未完全向现货市场过渡，调峰辅助服务内容的存在造成了很多市场问题。目前，各地电力运行主管部门所主导的需求响应工作显然与监管部门所开展的用户侧主体参与调峰辅助服务存在高度重叠(只是资金来源不同)。从2013年需求响应机制建设至今，我国需求响应工作尚未形成全面突破和覆盖。而在现有固定峰谷电价机制下，储能已能自主参与电力系统调节即削峰填谷。用户侧和第三方主体辅助服务机制的建立，虽然增加了削峰和填谷的补偿额度，但却与峰谷电价的机制形成矛盾。这还主要体现在需求响应与调峰在机制设计和效果预期方面存在重叠，以及过度无效补偿的存在。即储能既然已经在现有峰谷电价下自主开展了削峰填谷，为何还要对已经产生的调峰行为进行补偿，而若区域调峰需求与峰谷电价执行时段存在差异，又为何不灵活调整价格机制，利用价格差异调用需求侧资源参与电力系统服务。如此情况下，难免造成资源浪费和过渡补偿情况的发生，市场化长效机制也难以建立。与此同时，需求响应是一种用户侧资源，而并非是一种服务，需求响应资源的最终价值还要在电力市场中予以体现。调峰辅助服务和需求响应重叠设计和调用的问题需要得到重视，这也可能延伸为现货市场是否真正需要调峰辅助服务。

同月，山东省调整调频辅助服务申报价格上限，理论上可刺激主体参与辅助服务市场积极性，但为支持储能技术应用的直接支持政策还有待落地出台。在《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》中，国家也首次提出“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”两个一体化建设，储能对提高电力系统建设运行效益的支撑作用得到重视，各地也将在此基础上，针对发电侧和用户侧分类开展两个一体化项目建设，而具备条件的“两个一体化”项目将优先纳入国家电力发展规划，储能于电力系统的精细化管理价值将被充分挖掘。