从2018年始，山西省下调了调频市场的报价范围，储能企业所热心的火电联合储能调频业务的收益就此打折。
山西省自2018年1月1日不再开始实行事前定价，改用竞价调频规则——《山西电力调频辅助服务市场运营细则》。这一文件由山西省能监办在2017年10月底印发，其中规定调频服务的申报价格为12-20元/MW。但到年底，报价范围调整为5-10元/MW，目前山西已经开始使用调整后的标准。
根据华北电网的规则，AGC(自动发电控制)调频收益取决于调频深度，调频性能和调频价格三个因素，这三个值越高，收益越高。在2018年之前，山西省调频价格为固定值：15元/MW。目前使用的报价范围，无论是与原来的固定价格，还是与初始版本的竞价规则相比，均有明显下降。
山西省能监办有关人士告诉eo，此举是希望在取得同样调频效果的情况下，尽量减轻发电企业的负担。
相关储能企业表示，报价标准降低会使储能调频项目收益缩水，但由于竞价规则刚刚开始正式运行，暂时无法量化这一影响。
一家处在观望状态的储能企业告诉eo，进入调频市场的难度正在增大：
从技术上上看，为满足电力系统的频率要求，储能系统需要快速响应，并且频繁充放电。这对于电池和控制系统都提出了很高要求，有一定技术门槛。
从市场格局来看，科陆电子和睿能世纪已经抢占了一定先发优势。从近期山西多家发电企业发布的招标公告看，火电厂对于机组联合储能AGC调频项目的要求在不断提高，“有不少都要求有联合调频项目经验”。再加上调频报价的降低，后来者的机会在减少。
根据公开信息统计，中国目前已有6个商业化储能调频项目，科陆电子与睿能世纪各占一半。另外，锂电池企业欣旺达也在此领域布局。
2017年山西欣旺达能源互联网研究院和山西晋能精瑞智能电网有限公司联合启动了山西省重点研发计划重点项目《10MW级锂电池储能系统关键技术及工程示范》，这一储能系统将包含磷酸铁锂和钛酸锂两种电池类型，目标之一即是研究电池储能、火电机组的协调配置和调度运行等关键技术，提高电网调峰调频能力。这一项目还提出“探索融资租赁模式在大规模储能电站上的应用，找出适用于大规模储能电站快速发展的商业模式。”
调频市场有多大？
储能技术在电力系统具有多种应用场景，消纳弃风弃光电量、稳定电网频率、用户侧削峰填谷等。在这多种路线之中，调频项目虽然数量不多，但一直呼声颇高，被视为最具有储能最具有商业化潜力的方向。对于已有的商业化案例，一位政府部门官员评价，储能调频并没有通过政府推动的形式发展，完全是企业主动发现了市场。
储能调频市场有多大？信达证券研报分析称，根据海外的经验数据，调频需求约为峰值负荷的1%-2%，随着新能源的占比上升，实际需求还会增高，国内调频市场空间巨大。
但到底有多少钱可以装进辅助服务提供者的口袋里呢？根据国家能源局公布的2017年二季度、第三季度电力辅助服务有关情况的通报，2017年第二季度全国除西藏、蒙西地区外30个省补偿费用共28.19亿元，占上网电费总额的0.76%。第三季度补偿费用共30.99亿，占上网电费总额的0.72%。在这两个季度中，AGC调频补偿分别为5.64亿和9.37亿。
与之相对应，2015年，辅助服务费用在电费中的占比在美国PJM市场为2.5%，在英国电力市场则达到8%。
在辅助服务市场上，中国和外国显示出了完全不同的面貌。比如，如果想了解英国的辅助服务市场，要做的是打开英国国家电网的官方网站，找到“平衡服务”（Balancing Services）的页面，在那里可以找到全部19个细分品种，以及每个品种的技术要求，招投标规则和收益情况。但如果想知道中国的情况，就要阅读能源主管部门的红头文件。
当前中国电力辅助服务领域的规则主要基于两个文件——原电监会在2006年开始实行的《发电厂并网运行管理规定》（电监市场[2006]42号）和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场[2006]43号）。根据这两个文件，当时东北、西北、华北、华中、华东、南方六大区域各自制定相应细则，简称“两个细则”。
其中，华北电网的调频回报最高，因此最受储能企业青睐。在华北电网之中，又以山西回报最高，因此目前投运的调频项目均在山西。科陆电子中标的内蒙古上都电厂也属于华北电网管辖，这一电厂位于内蒙古正蓝旗，点对网输送京津唐电网。
根据山西省能监办公布的“两个细则”考核月度数据，在2016年11月到2017年10月为期一年的时间里，山西省对并网电厂共计补偿5.08亿元，其中AGC补偿为3.63亿元。
辅助服务补偿资金主要来自于发电企业分摊。根据华北地区“两个细则”，辅助服务按照收支平衡的原则，进行并网发电厂有偿辅助服务的补偿和结算。有偿辅助服务补偿所需费用由发电厂按上网电费的比例分摊。
在过去风电光伏不参与“两个细则”考核，近年来正陆续纳入，参与补偿费用的分摊。华北区域从2014年开始把风电纳入考核范围之内，光伏目前还不需考核。但据知情人士透露，即使政策规定风电应接受辅助考核，实际上某些省份也并未执行。
11月，国家能源局发布《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》（以下简称“《方案》”）。根据这一文件，各类型发电机组都应该纳入电力辅助服务管理范围之内，“部分地区未将核电、热电联产、水电、风电、光伏发电等发电机组纳入电力辅助服务管理范围或不同类型机组分设账户的，要完善相关内容、落实规则、加强监管，促进各种类型发电机组在同一平台公平承担电力辅助服务义务。”
根据国家能源局公布的数据，2017年第三季度，发电机组分摊费用合计24.78亿元，占电力辅助服务补偿费用来源的 79.96%。2017年第二季度，来源于分摊的费用合计24亿元，占全部补偿费用的85%。除此之外，补偿费用的来源还包括跨省区辅助服务补偿分摊，新机组差额资金等。
新机组差额资金指的是新建发电机组投运后，调试期间的电费是按照上网电价80%来结算，剩余20%电费中，有一半参与辅助服务费用的分摊。不过业内人士介绍，由于近几年煤电机组大幅停建缓建，这部分费用已经有明显的减少。
在业内人士看来，在国外一些电力市场中，辅助服务的成本最终是疏导到用户侧，由用户为辅助服务买单。但在国内这一机制还无法实现，目前辅助服务市场是发电侧的内部市场，这是过去多年以来计划管理模式下的产物。
目前，国家层面，《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》已经出台，鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组，鼓励自动发电控制和调峰服务按效果补偿。多个省份亦出台了辅助服务市场改革方案。
就调频而言，山西在全国首先实行竞价模式。由于竞价会加剧调频资源间的竞争，2017年不少业内人士奉劝储能企业“调频要趁早”。
广东省也在2017年出台改革方案，单独建立调频辅助服务市场。2017年12月5日，调频市场开始模拟运行。根据广东省的方案，调频容量需求分别是预测谷荷和预测峰荷的1%。据eo记者了解，广东市场也受到了储能企业的密切关注。
独立会是怎样的体验？
根据山西省印发的《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》，储能系统能够作为独立结算主体参与调峰调频辅助服务，独立并网，根据调度指令独立完成辅助服务任务，单独计量。同时，文件对储能系统提出了容量、设施等方面的具体要求。
另外，这一通知还要求“努力为电储能独立进入市场提供政策和技术支撑”，具体包括电价政策、容量电费、调度策略等多个方面。由于政策尚未全面细化，企业多处于观望之中。
一位熟悉山西省辅助服务市场的业内人士分析，独立储能电站不需要与火电厂分享辅助服务收益，但目前还难以操作。与火电机组联合调频是当前最具可行性的方式，但也并非全无风险。他认为，与火电厂合作也就绑定了火电厂的风险，比如一些热电机组不能全年运行，如果长时间停机就会影响调频收益。
国内最早的火电联合储能调频项目安装于京能集团石景山热电厂，2013年9月投运。2015年3月，北京市出于大气治理方面的考量，关停了这座有着93年历史的燃煤热电厂，储能调频系统也只得停运。
此外，国家能源局有关人士告诉eo，独立储能对于调度是一种挑战，如果要让储能成为一个独立的单元，那么调度模式就有必要进一步研究。在中国现行的调度模式中，发电就是发电，用户就是用户，但储能既可以用电，又可以供电。
该人士表示，目前电力系统中最为成熟的储能技术是抽水蓄能电站，而电池储能又与抽水蓄能不同。对于抽水蓄能电站，电力系统已经有一系列运行规则。同时，抽水蓄能电站基本都在边远山区，远离负荷中心，周边网架结构简单。而考虑到经济性，电池储能往往建在负荷中心，它周围的网架结构包括潮流都是很复杂的。这些问题都需要调度机构应对。
来源：南方能源观察
