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华中能监局近日正式印发《江西省电力辅助服务市场运营规则（试行）》（以下简称《规则》），较此前发布的征求意见稿，试行稿增加了“鼓励独立储能设施企业参与电力调峰辅助服务市场”的内容。
据了解，自2017年国家能源局印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》后，各地陆续出台电力辅助服务市场运营规则，几乎也都明确了对储能技术应用的支持。那么，我国储能参与电力辅助服务市场的现状如何？尚存哪些待解决的问题？
独立储能具备优势
有业内人士认为，此次江西发布的《规则》明确了独立储能身份，但相应的补偿机制和规则给予储能的补贴，并不能完全覆盖储能的投资成本。“市场规则要扫清储能参与电力市场在身份上的阻力，而不是简单给予价格补偿。”
中关村储能产业技术联盟高级政策研究经理王思告诉记者：“独立储能是一个趋势，储能若绑定在其他主体身后，其获得的价值补偿就要与其它主体分享。”
王思认为，独立储能的身份具有两方面优势：首先，自己投资运营的企业能独立运营储能项目，从而获得相应收益，灵活度更高；其次，独立储能系统更能发挥集成效应，体现了共享储能的价值，改变了储能为单一用户主体服务的商业模式，使一个储能系统能为多个发电企业、多个用户，甚至为整个电力系统进行服务。“所以，这就需要独立储能的相应设计，同时允许其参与电力辅助服务市场，这样整体效益就会更高。”
“另外，储能有了独立的市场身份，可以提升运营商的自主性，否则其在运行、结算中都受制于其绑定的主体，投资主动性会受一定影响。”南方电网电力调度控制中心主管王皓怀补充道。
王皓怀还提到，储能服从市场服务规则，实行按效果付费机制，最好进行自上而下的评估或市场机制的引导。“例如，可再生能源高比例渗透到电网后，到底需要多少调峰、调频资源，以及这些资源有多快、多准、多稳。只有在相关的运行、市场或结算规则中设定了相应指标，储能才能达到快速调节的效果，获得更高的价值补偿。”
储能成本疏导仍有困难
据了解，目前储能未全面商业化，因此辅助服务市场化是其商业化运营面临的一个难点。
对此，王思认为，解决储能商业化问题的关键在于电力市场，目前的市场规则和相关政策不能与储能“入市”交易匹配，尤其是辅助服务市场和现货市场规则无法支持储能完整参与市场且获益。“电力市场开放后，储能参与市场的阻力得到解决，获益空间就打开了。我们预期储能的成本还会下降，毕竟电力系统中储能技术的规模效应还未真正体现。”
王思还表示，储能成本不应体现在电价上。“目前的可再生能源配额机制，就是让用户承担绿色用电义务，相应成本实际上是体现在像绿证这样的金融产品上。未来，肯定是发电侧逐步向用户侧传导成本，再由受益方付费。为了支持可再生能源和储能发展，需要相应的政策扶持，让其产生规模效应，进一步降低成本，提升竞争力。”
王皓怀告诉记者，电力市场体系目前正在构建中，储能的商业价值评估处于较大的政策变化中，风险和机遇并存。比如除按效果付费问题之外，还存在储能成本无法向用户传导，不能由受益方付费的问题。“储能与可再生能源配套现阶段的成本较高，为了促进绿色电力消费，用户应当承担绿色发展成本。”
政策变化带来投资风险
电力辅助服务品种包括调频、调峰、备用、调压、黑启动等，其中调峰是我国特有的电力辅助服务品种，其本质是通过短时电力调节使发电出力匹配负荷的变化，实现电力电量的平衡，旨在促进可再生能源消纳。“未来调峰和现货市场是一体化还是并行，目前各方看法不一。”王皓怀说。
记者在采访中了解到，整体来看，目前电力市场规则暂时没有形成长效机制，是一个仍在“双轨制”过渡中的市场化，对投资回收期较长的项目，规则的变化势必带来投资风险。“大家都是在现有规则体制下投资储能项目，所以也面临较大的政策风险。”王思解释。
王思指出，各地出台相应的电力辅助服务市场运营规则，一定程度上给予了储能扩展收益空间的机会，但大部分政策和规则还是无法做到补偿完全覆盖投资成本。
“目前还未完全进入现货市场阶段，有必要通过辅助服务市场规则设计给予储能与可再生能源配套一定的价值补偿，这是各地陆续出台辅助服务市场运营规则的原因。”王思表示，“我们期望辅助服务市场规则逐步形成长效机制，体现依效果付费，收益即付费或肇事即付费的基本原则，在交易并网调度结算等环节予以全面匹配，扫清储能参与市场的各类阻力。”
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