电储能辅助服务市场主体地位确立（焦点）

　　本报讯 记者贾科华报道：6月7日能源局下发《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》，以进一步探索发挥电储能技术在电力系统调峰调频方面的作用，推动建立辅助服务共享分担新机制，挖掘“三北”地区电力系统接纳可再生能源的潜力，同时满足民生供热需求。《通知》首次明确了电储能作为电力市场辅助服务提供者的市场主体地位，并制定了补偿机制，为电储能参与辅助服务市场建设提供了全新政策支撑。

　　电储能作为一种通过化学或者物理方法将电能存储起来并在需要时以电能形式释放的新兴储能技术和产品（不含抽水蓄能）。据了解，储能技术包括锂离子电池、飞轮储能、超级电容、钠硫电池、钒液流电池等。近年来，此类储能系统在使用寿命、功率和容量的规模化、运行可靠性、系统制造成本等方面已经获得了突破，并已在我国可再生能源消纳、分布式发电、微网、电力辅助服务等领域逐步得到应用，形成了初步的商业发展模式。

　　《通知》要求，各方应合理配置电储能设施。鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施；鼓励各地规划集中式新能源发电基地时配置适当规模的电储能设施，实现电储能设施与新能源、电网的协调优化运行。鼓励在小区、楼宇、工商企业等用户侧建设分布式电储能设施。

　　据介绍，相对于传统发电机组，储能技术最突出的优点是快速精确的功率响应能力。例如，储能系统能够在1秒钟之内完成AGC调度指令，而火电机组通常需要1分钟以上才能完成调节要求。2008年，美国西北太平洋国家实验室的分析报告指出，储能系统进行AGC调频的效果是水电机组的1.7倍，是纯燃气机组的2.7倍，是火电机组和联合循环机组的近20倍。但在“三北”地区电网中，AGC调频电源几乎全部为火电机组，优质调频电源稀缺。

　　根据《通知》，“三北”地区各省（区、市）原则上可选取不超过5个电储能设施参与电力调峰调频辅助服务补偿（市场）机制试点，已有工作经验的地区可以适当提高试点数量。在保障电力系统安全运行的前提下，充分利用现有政策，发挥电储能技术优势，探索电储能在电力系统运行中的调峰调频作用及商业化应用，推动建立促进可再生能源消纳的长效机制。

　　据悉，2006年原国家电监会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》以来，我国电力辅助服务市场建设取得了显著的成效。但《办法》所称辅助服务仅包括“并网发电厂所提供的辅助服务”，只适用于省级及以上电力调度交易机构及其直接调度的并网火力、水力发电厂。储能并未包括在内。

　　此次《通知》则首次明确了储能的辅助服务市场主体地位。《通知》要求，各方应促进发电侧、用电侧电储能设施参与调峰调频辅助服务。在发电侧建设的电储能设施，可与机组联合参与调峰调频，或作为独立主体参与辅助服务市场交易。其中，作为独立主体参与调峰的电储能设施，充电功率应在10兆瓦及以上、持续充电时间应在4小时及以上。电储能发电电量等同于发电厂发电量，按照发电厂相关合同电价结算。在用户侧建设的电储能设施，充电电量既可执行目录电价，也可参与电力直接交易自行购买低谷电量，放电电量既可自用，也可视为分布式电源就近向电力用户出售。用户侧建设的一定规模的电储能设施，可作为独立市场主体或与发电企业联合参与调频、深度调峰和启停调峰等辅助服务。

　　根据试点工作要求，国家能源局派出机构和省（区、市）能源管理部门应做好试点的组织协调和督促落实工作，支持电储能项目的投资建设。国家能源局区域监管局要根据“按效果补偿原则”尽快调整调峰调频辅助服务计量公式，提高辅助服务补偿力度，保持辅助服务补偿政策的连续性、稳定性。同时，相关派出机构要主动跟踪分析电储能参与电力调峰调频辅助服务补偿（市场）机制试点工作存在的不足，及时总结经验，适时将电储能参与辅助服务转为常态化运行。