隨著電力市場改革的進一步深化，電力輔助服務市場成為改革的熱點和重點。而儲能作為手段之一，憑借其快速精確的響應能力和靈活的布置方式，已經在以調頻為代表的輔助服務領域實現了商業化的突破。但從另一方面看，與儲能高效合理應用相配套的市場機制和政策環境還存在諸多缺失。今后隨著更高比例可再生能源的接入，我國電力系統對靈活性資源參與調節的需求會更高，儲能在未來低碳化的能源體系下將發揮著至關重要的作用，相比較而言，我國輔助服務市場建設尚處于初級階段，市場規則合理性還有待探究，規則的調整還需要與時俱進，且要朝著長效發展的目標邁進。
市場化取得了一定進展，但仍存在不少問題
目前儲能參與輔助服務市場面臨的問題與困難，可以總結為以下幾點：
儲能系統進入輔助服務市場的身份認定。
身份認定，也即“如何進入市場”的問題，這個可以從兩個層面看：
一是規則允許進入但實際操作存在很多困難，從各地區輔助服務市場規則條文來看，基本明確了儲能參與輔助服務市場的身份，獨立儲能電站和聯合儲能電站形式均被允許參與輔助服務。但從實際層面操作層面看，除儲能綁定火電機組形式以外，其他形式儲能系統還難以進入市場，現有的交易、調度等平臺還難以支撐此類項目參與服務，并且在土地，并網等審批環節還存在一些困難。長遠來看，獨立儲能電站和集成資源的用戶側儲能電站也會是參與輔助服務應用的主力，還需要完善技術配套和政策支撐。
二是進入之后，在市場中的“待遇”與其他參與主體相比有差距，也即“公平性的問題”。目前各地還是存在冗余機組擠壓優質資源市場空間的現象，并且輔助服務的調度策略相對簡單，缺少針對獨立型儲能電站的優化調度機制，且不滿足未來電力現貨市場需求，無法保證與電力現貨市場的銜接。這也是現有儲能項目偏向于綁定獨立調度主體的原因，獨立儲能電站還難與其他市場主體真正公平地競爭。
儲能項目投資收益難以得到保證
目前儲能進入輔助服務市場后，還存在盈利難以保證的問題。在市場開放之初，由于邊際價值較高，儲能可獲得高價值回報的區域主要集中在執行“按效果付費”較好的調頻輔助服務區域。但政策的快速調整極大地影響著儲能參與輔助服務市場的投資收益。2019年，華北能源監管局在華北兩個細則中調整K值上限，以及對蒙西電網細則中“日調節深度”及“AGC 服務貢獻日補償電量”計算方式的修訂，均使調頻輔助服務收益產生了明顯的下降。
缺少輔助服務市場的長效運行機制
總體來說，我國輔助服務市場機制尚未形成，儲能等新調節資源提供輔助服務的成本和響應補償并不能完全反映電力系統所需，相應的成本支付也未能通過市場向實際受益方傳導。這其實是輔助服務的一個整體問題，它與電力市場尤其是現貨市場的建設步伐息息相關，亟需通過電力市場深化改革完善輔助服務價格形成機制，逐步將輔助服務市場規則與現貨市場掛鉤，這也是解決各類新技術和新市場主體參與市場并獲得合理價值回報的必要途徑。
國外儲能參與輔助服務市場的規則設計
美國是全球范圍內最先將儲能系統規模化應用于電力系統輔助服務的國家，目前已有大量商業化儲能項目應用于輔助服務領域。儲能技術之所以能夠在美國輔助服務市場得到規模化應用，除了得益于儲能技術成本下降，也要歸功于美國聯邦能源監管委員會（FERC）在明確儲能參與輔助服務市場的身份，確保在市場中獲取合理收益，以及輔助服務費用來源等方面在政策和立法層面的支持和保障。這里介紹一下美國的成功經驗。
明確儲能參與輔助服務的身份
在美國電力批發市場中，儲能被看作是一類特殊的電力資產，其定義是“非發電資源”（NGR）。不同于發電機，NGR是可以在整個容量范圍內從負到正進行靈活調節的一種資源，例如從充電到放電，從負到正，連續調度到任何水平。NGR具有兩大特性：一是NGR模型比一般發電機組更為簡單，既沒有啟動成本，也沒有關機成本、最小負荷成本或者轉換成本；二是NGR可以提供能量服務、容量服務和各種輔助服務。儲能裝置在批發市場中只有兩個報價，充電報價和放電報價。為保證參與市場，運行成本最低保證中標，儲能裝置基本都是零報價。
明確“按效果付費機制”
鑒于儲能是能夠獨立提供優質輔助服務的電源，其與提供輔助服務的傳統電源地位相同，針對傳統電源的輔助服務補償機制也同樣適用于儲能，即，不論何種儲能技術，均以其為對電力系統調節能力的影響為原則，進行合理的補償。
FERC在2011年12月發布了755法案《批發電力市場的調頻服務補償》，明確要求各個電力市場出臺基于效果的付費補償方案，對調頻資源的實際貢獻進行補償。法令要求調頻輔助服務市場對調頻資源必須包含兩部分補償：①現有的容量補償，包含邊際電源的機會成本；②效果補償，反映調頻資源提供調頻輔助服務的質量（如跟隨控制信號的準確度）以及實際貢獻數量。一般而言，調頻里程越大，調頻性能指標越高，所能獲得的收益也越大。在新的補償方案下，容量收益不再是“固定”收益，調頻性能指標為零時，容量收益可能也為零。因而，供應商的調頻效果會影響其最終所能獲得的調頻總收益。這使得儲能系統參與電網AGC調頻服務獲得合理回報的問題得以解決。
實現調頻，備用與電能量的聯合優化出清
這里以PJM市場為例，作為已經成熟運行多年的電力現貨市場，輔助服務與現貨市場聯合優化出清，可以保證對因調頻引起的電能量價格變化以及提供備用服務而造成的機會損失成本進行準確定價。從而真正實現輔助服務的市場化，PJM市場聯合優化出清的具體時序如下：
在日前市場上，ISO聯合優化出清能量、備用、調頻，但對調頻不進行結算；在時前市場上，ISO重新聯合優化出清，確定調頻資源的機組組合和中標調頻容量；在進入運行小時以前，機組必須按照指令將其出力水平調整到調頻出力水平，即在時前完成調頻市場中標；在進入運行小時后，ISO聯合優化出清能量、備用和調頻，每個調度小時分為12個調度時段，每個調度時段為5min。每5min都會進行一次能量出清，用于市場結算。確定每個調度時段的實時電能量市場節點邊際電價（LMP）、調頻容量價格、調頻里程價格，再通過求11個時段的算術平均值，獲得該調度小時的電能量和調頻，備用價格，完成調頻市場定價。
至于輔助服務的長效機制，即輔助服務成本由電力用戶分攤，在國外大多數成熟電力市場均已實現。
對國內儲能參與輔助服務市場規則的建議
根據美國和其他國際市場的經驗看，輔助服務市場均基于成熟的電力現貨市場，根據存在時序和地點特性差別的電價信號設計。
從目前國內情況看，電力現貨市場建設試點剛剛起步，現代電力市場體系建設還需要大量的時間和努力，近中期內電力現貨市場建設仍以試點為主。在這些試點地區，輔助服務補償機制需要配合電力現貨交易機制建設逐步地進行市場化，對于儲能，可以將具備調節能力，能夠接受調度指令的裝置均視為輔助服務供應主體，并根據性能進行定制化并網調度規則設計。同時，基于調頻性能，進行儲能替代常規機組參與調頻替代比的量化評估，從而進一步優化調頻容量，釋放更多優質資源進入市場。在運行層面，盡早實現調頻、備用與電能量的聯合優化出清，以達到提高市場效率的最終目的。在價格分攤方面，由用戶側承擔輔助服務費用、現貨交易用戶側單軌制（即不存在優先購電用戶），該情況是最為理想的。
同時，在廣大的非現貨市場試點地區，“計劃調度+直接交易”的計劃改良模式還將長期存在。在這些地區，可以將各類型機組中調節能力最差的機組輔助服務水平作為有償輔助服務的起點，來體現輔助服務供應能力的公平性。同時引入容量備用輔助服務產品類型，讓提供容量備用的機組獲得其合理合法的收益。在費用分攤方面，伴隨計劃放開，參與直接交易的用戶應當承擔自身電量對應的輔助服務費用，逐漸過渡到全部輔助服務費用由用戶承擔。
關于輔助服務的費用由電力用戶分攤，這是將國內現有的輔助服務市場在發電商之間“零和博弈”最終過渡到真正市場化不可避免的一步。其實在上網電價逐步放開之后，發電側承擔輔助服務費用的理論基礎，也就是標桿電價已經包含了輔助服務成本已經不存在了。實際的交易過程中，雙方都是在為電能量價格進行博弈，而沒有對輔助服務部分進行討論。考慮到輔助服務是電能生產必不可少的組成因素，從市場化的角度看，無論輔助服務的成本如何、費用高低，都應當由電力用戶承擔輔助服務費用。而且在可再生能源滲透率快速提高的大背景下，按照“誰收益，誰承擔”的原則，可以認為最終是用戶使用了占比更高的可再生能源，享受到了“綠色能源帶來的環境改善收益”自然應當為此支付相應的費用。該部分費用既應該包括可再生能源的電能量價格，也應該包括使用這些可再生能源需要的輔助服務費用。
關于按效果付費使輔助服務費用上漲，以及國家處于降低實體經濟用電成本的階段，難于考慮直接向用戶疏導，這確實是一個很重要的問題，也是目前監管者推動輔助服務機制進退兩難的地方。關于這一點，筆者想說的是：
一：我國總體輔助服務價格的占比相對國外電力市場化的國家整體還是偏低的，尤其是可再生能源較多的國家如德國和一些北歐國家。
二：由于多年來高速的電源建設步伐，以及經濟增速的放緩，目前是處在電力過剩的階段。而隨著電力交易市場化的推進，各地直接交易的均價實際上低于國家核定電價，即部分電力用戶已經享受到了實際的價格優惠。此時，將輔助服務費用轉移給電力用戶，用戶看到賬單上存在輔助服務費用，但是整體感受電價仍然是降低，這樣阻力會減小。
三：隨著可再生能源滲透率的不斷增加，輔助服務的需求會相應增長，而儲能作為優質的調節資源，參與到輔助服務市場中，反而會對輔助服務費用的上漲起到抑制作用。
綜合三點，輔助服務費用向用戶分攤是最終趨勢，其具體推行的節奏可以根據電力現貨市場建設的步伐進行調整，但不宜過晚。如果等到可再生能源比例高到一定程度再向用戶傳導，阻力會比現在更大。
綜上，就儲能參與輔助服務市場，應分階段優化市場機制，率先明確不同儲能應用形式的市場身份，理清不同電力系統環境下的調節資源需求，后利用市場規則反映儲能靈活調節能力價值，并由受益方為此進行支付。
