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一周前，也就是9月4日，国家能源局华中监管局下发了《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》的通知。而在此一周前，8月27日，国家发改委，国家能源局联合下发了关于公开征求对《国家发展改革委 国家能源局关于开展“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）》意见的公告，短短两周时间，如此密集下发针对电源、电网以及辅助服务企业有关政策文件，能源主管部门的目的在哪里呢？
前天，我就储能对这两个文件进行了简单解析，今天我想从另外一个角度分析一下华中区域的发电厂辅助服务的问题。
此前，我再5月份曾经写过关于湖南弃风问题，实际上这个问题在过去还不明显，只不过2020年疫情发生后矛盾逐步激化明显。
湖南目前只有一座调峰抽水蓄能电站不到200万千瓦，而火电装机近2300万千瓦（火电调峰力度50%）；
电价差异很大：水电价格不到4毛，火电标杆电价四毛五，祁韶直流落地电价两毛八左右；
峰谷差越来越大：今年以来湖南的负荷峰谷差达到了3500万千瓦对1500万千瓦。
针对调峰压力无法解决的地步，所以湖南出来了配套20%新能源配置储能2小时的地方做法。从电网企业经营的角度分析：
1，火电调峰压力有限，最低也要发电厂出力在1100-1200万千瓦，最低1500万千瓦负荷的时候，电网肯定会调度价格低的水电和祁韶直流，风光被弃（标杆电价4毛5），所以从电网来说，做法没毛病。
2，湖南的水电基本都没有库容，如果来水不发，那就意味着损失，水电价格比火电标杆电价低，肯定优先水电调度。
3，祁韶直流本身就是低负荷运行，2019年的送电不足设计容量的50%，从电网大局考虑，也要考虑线路的运行生存。
基于上述原因，湖南弃风弃光清理之中。但是，如何解决既不弃风，也不弃光呢，并不是没有办法，那就是配套储能。
储能从4月份计划下发以来，知道这个月才有3个项目招标（都是带补贴的项目），增加储能的投资基本也能保证最低收益率。而其他部分平价项目能否保证，那就需要辅助服务的补偿来进行补充投资收益。这个政策一直未能出台，导致近6个月省内28个项目处于观望状态。
8月27日，国家发改委和能源局的风光水火一体化的做法，从根本上把储能等辅助服务列入了和电源建设同等重要的位置，建设电源，就要考虑辅助服务，而且这个辅助服务必须是有偿的，这个也符合市场经济的做法。
9月4月，能源局华中能监局的两个细则直接给其区域内的电厂辅助服务打了一剂强心针：储能辅助服务纳入电网调度，同时有偿服务，逐步增加辅助服务的补偿力度，给广大观望的湖南储能服务需求单位信心：大胆建设储能，不会让你吃亏。
华中能监局的细则应该是能源局全国范围内第一个出台操作细则的区域，除了是四川，湖北外，其他几个省的电源结构都类似湖南，峰谷差随着工业化进程会越来越大，储能等辅助服务越来越有需求，最存量电源而言，逐步补充，对增量电源，必须建设初期就配套，作为用电侧，也必须充分理解电源的特性，想要随性所欲的用电，就必须承受随时用电的市场价格。
当然，前天我也说了，短期内，电化学可能是主力，长期来看，抽水蓄能有可能占主力，但考虑到抽水蓄能的建设选址，建设周期都比较复杂和长，那是下一步要综合考虑的问题，应该说，华中区域范围内的储能短期风口到了，希望我们的储能行业赶紧行动起来，抢占先机，储能是长期存在，与电源同寿命。
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