随着电力市场改革的进一步深化，电力辅助服务市场成为改革的热点和重点。电化学储能作为重要的灵活性资源，凭借快速的响应和灵活的布置方式已率先在AGC调频领域取得商业化突破，目前的市场从山西、蒙西、京津唐、广东正在向江苏、浙江等地蔓延。
虽然火储调频为我国储能的商业化积累了宝贵的经验，但其瓶颈已开始显现。现阶段我国电力辅助服务费用仍是在发电商之间的“零和博弈”，还未过渡到由电力用户分摊的阶段。
为应对大规模储能进入市场的需求，各地不得不调整政策补偿标准以降低资金使用风险，2020年，广东、蒙西先后出台文件，基本上是对火储调频领域踩了刹车；青海、湖南下调储能调峰价格，让储能参与调峰辅助服务的空间大幅缩小。
一方面，频繁的政策变动无法给投资者稳定预期，引发业界争议；另一方面，在国家降电价服务实体经济的大背景下，如果增加调节电源，按效果付费必将引发辅助服务费用和终端电费上涨，这也是目前政策制定者推动辅助服务机制“进退两难”的原因所在。
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福建
储能调峰：电厂侧储能、用户侧储能、独立储能按充放电价结算，AGC调频：0.1~12元/MW
《福建省电力调峰辅助服务交易规则（试行）（2020年修订版）》，要求参与调峰交易的储能规模不小于10MW/40MWh。
1）电厂侧储能调峰：在电厂计量出口内建设的电储能设施，作为电厂储能放电设备改善机组调峰调频等发电性能，可与机组联合参与调峰调频，或作为独立储能主体参与调峰服务服务交易。
充电：可利用所在电厂内富余电力进行充电，也可与其它发电企业签订低谷时段调峰交易合同进行充电。
放电：电厂侧电储能放电电量等同于发电厂发电量，具体电费结算按国家有关规定执行。
2）用户侧储能调峰：在用户侧建设的电储能设施作为用户的储能放电设备既可自用也可参与调峰市场交易
充电：充电电量即可执行目录电价，也可参与直接交易购买低谷电量。
放电：在现货市场建设前，放电电量用户可自用，也可视为分布式电源就近向用户协商出售电量，放电价格按照独立储能价格执行。
3）独立电储能调峰：作为电力市场主体参与电储能调峰交易，其充放电状态接受电力调度统一调度指挥。
充电：充电电量即可执行目录峰谷电价，也可参与直接交易购买低谷电量。
放电：为分布式电源就近向用户协商出售电量，放电价格按照有关规定执行。
AGC调频：0.1~12元/MW
根据《福建省电力调频辅助服务市场交易规则（试行）（2019年修订版）》，鼓励储能设备、电站等以第三方提供调频辅助服务，暂定储能设备、储能电站容量不少于10MW，并参照常规机组标准参与调频市场。对于提供调频服务的市场主体，采用“容量补偿+里程补偿”的方式进行补偿，参与调频市场的报价上限由8元/MW提升至12元/MW，下限为0.1元/MW。
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青海
储能调峰：0.5元/kWh
1）2020年12月，西北能监局发布《青海省电力辅助服务市场运营规则》（征求意见稿），调整了储能参与电网调峰的价格，每度电的补偿价格由0.7元下调至0.5元，电网调用调峰费用计算方式也由之前的充电电量换成放电电量结算。
2）储能电站准入条件要求充电功率在10MW及以上、持续充电时间在2小时及以上。
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湖南
储能调峰：＜0.2元/kWh，紧急调峰：0.45-0.6元/kWh
1）2020年12月，湖南能监办网站发布《湖南省电力辅助服务市场交易规则》（征求意见稿），与今年5月印发的《湖南省电力辅助服务市场交易模拟运行规则》相比，最大的变化在于下调了火电、抽蓄、储能电站参与深度调峰的报价限额。其中储能参与深度调峰的报价限额，由原来的不超过0.5元/kWh下调至不超过0.2元/kWh。
2）储能参与紧急短时调峰交易报价未做调整，为0.45元/kWh-0.6元/kWh，要求装机容量10MW及以上。
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山东
2020年12月31日，国家能源局山东监管办发布了关于修订《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2020年修订版）》的通知。储能设施包括独立储能设施、集中式新能源场站配套储能设施等可以参与调峰辅助服务，门槛标准暂定为5MW/10MWh。
储能调峰：0.15元/kWh
1）根据文件，市场初期，设置火电机组降出力调峰最高上限，储能调峰价格上限按照火电机组降出力调峰价格上限执行为0.15元/kWh。
2）若当日发生直调公用火电机组停机调峰，储能设施有偿调峰出清价格按照0.4元/kWh执行。
AGC调频：6元/MW
在试运行初期，AGC出清价格最高上限暂按6元/MW执行，参与AGC调频辅助服务的储能设施不再参与有偿调峰交易竞价。
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广东
调频报价：6~15元/MW
2020年9月1日起广东市场新规则《广东调频服务市场规则》正式运行。
1）原规则规定调频报价范围为6-15元/MW，新规则规定，半年对申报价格进行一次评估，当市场中申报价格为下限的机组超过所有参与报价机组的80%及以上时，提出调整建议，降低申报价格上下限。
2）原来综合调频性能指标修改为综合调频性能值的m+1次根号值，m为规则执行的年头数。
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3）广东现货电能量市场启动前，调频市场未中标发电单元容量按照3.56元/MWh，调频中标机组将不再获得调频容量补偿。
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新疆
储能调峰：0.55元/kWh
2020年5月21日，新疆自治区发展改革委印发《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》，提出：
1）在火电厂、风电场、光伏电站发电上网关口内建设的、充电功率5MW及以上、持续充电2小时及以上的电储能设施。
2）电储能设施根据电力调度机构指令进入充电状态的，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.55元/千瓦时。
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东北三省
储能深度调峰：0.4元-1元/kWh，用户侧储能双边交易：0.1元-0.2元/kWh
2020年9月22日，东北能监局发布了关于印发《东北电力辅助服务市场运营规则》的通知，提出：
1）鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商投资建设电储能设施，10MW/40MWh以上的电储能设施，可参加发电侧调峰辅助服务市场，报价范围为0.4-1元/kWh。
2）用户侧电储能设施充放电量的购售电价按照有关规定执行。在用户侧建设的电储能设施，须在省级及以上电力调度机构能够监控、记录其实时充放电状态的前提下参与辅助服务市场，不得在尖峰时段充电，不得在低谷时段放电，否则不予补偿。
3）在风电场和光伏电站计量出口内建设的电储能设施，其充电能力优先由所在风电场和光伏电站使用，由电储能设施投资运营方与风电场、光伏电站协商确定补偿费用。
4）用户侧储能可与风电、光伏企业协商开展双边交易，市场初期交易价格上下限为0.2、0.1元/kWh。在用户侧建设的电储能设施不得在尖峰时段充电，不得在低谷时段放电，否则不予补偿。
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安徽
储能调峰：0.3元-0.8元/kWh，与燃煤火电机组同台竞价
1）电化学电站可作为安徽省电力调峰辅助服务的市场主体（可被电力调度机构管辖，接入35千伏电压等级）。
2）电储能调峰的定义：电网调峰能力不足时，电储能设施根据调度指令，减少放电电功率或者增加充电功率。
3）电储能包括：电源侧电储能、负荷侧电储能，或者公用电储能。
4）火储联合的电储能：与机组联合调峰，按深度调峰管理。
5）公用电储能报价：分放电降功率、充电加功率两种情况报价，充电加功率报价不低于放电降功率报价。深度调峰时，与燃煤机组同台竞价。
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江苏
1）用户侧储能调峰：根据《江苏电力市场用户可调负荷参与辅助服务市场交易规则（试行）》，电力市场用户可调负荷调峰市场分为中长期可调负荷调峰市场和短期可调负荷调峰市场。
中长期可调负荷调峰交易报价：谷段报价上限：250元/兆瓦时；平段报价上限：600元/兆瓦时；峰段报价上限：900元/兆瓦时。
短期可调负荷调峰交易申报价格：调度发布的需求时段大于或等于4小时，申报价格上限为1元/千瓦时；调度发布的需求时段小于4小时，申报价格上限为2元/千瓦时。
2）储能参与启停调峰：根据《江苏电力辅助服务（调峰）市场启停交易补充规则》，符合准入条件且充电/放电功率20兆瓦以上、持续时间2小时以上的储能电站，可以直接注册调峰辅助服务市场成员。鼓励综合能源服务商汇集储能电站，汇集容量达到充电/放电功率20兆瓦以上、持续时间2小时以上且符合准入条件的，可以注册调峰辅助服务市场成员。
在调峰辅助服务市场注册的储能电站、综合能源服务商，以及除供热最小方式以外的燃煤机组、燃气机组原则上应参与启停调峰市场报价。
储能电站、综合能源服务商参照日前中标的启停调峰折算单位电量最高价（PM），按照K2*PM标准对充（放）电容量予以结算，但不低于充放电损失。补偿标准K2值由江苏能源监管办会同省发展改革委（能源局）确定后通过调度机构发布。
3）AGC调频：根据《江苏电力辅助服务（调频）市场交易规则（试行）》，储能电站参与的门槛为充电/放电功率10MW/20MWh以上，鼓励综合能源服务商汇集单站容量达到充电/放电功率5MW以上，汇集总容量达到充电/放电功率10MW/20MWh以上的储能电站，注册市场成员。
江苏电力调频辅助服务市场补偿费用分为基本补偿和调用补偿两类。其中基本补偿：储能电站以及综合能源服务商依据调频性能、调频容量及投运率计算基本补偿费用，补偿标准Kagc=2元/MW。
调用补偿为：依据调频里程、调频性能及里程单价计算，其中储能电站按照 KM*PM 价格予以出清，储能出清价格补偿标准KM=1，PM参照市场最高成交价，市场主体调频里程申报价格的下限0.1元/兆瓦，上限1.2元/MW。
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江西
根据《江西省电力辅助服务市场运营规则（试行）》，鼓励发电企业配置适当规模的储能设施，实现储能设施与发电机组、电网的协调优化运行。
1）发电侧储能调峰：在发电企业计量关口内建设的储能设施，作为电厂储能设备改善机组调频调峰等发电性能的手段之一，可与机组联合参与调峰辅助服务交易。
（一）发电侧储能充电：发电侧储能设备可利用所在电厂富余的电力进行充电。
（二）发电侧储能放电：发电侧储能放电电量等同于发电厂发电量，具体电费结算按照国家有关规定执行。
2）独立储能调峰：鼓励独立储能设施企业参与电力调峰辅助服务市场。根据火电调峰报价，最低档不超过0.2元/kWh，最高档不超过0.6元/kWh。
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河北南网
第三方独立主体参与调峰：根据《关于征求第三方独立主体参与河北南网电力调峰辅助服务市场方案与规则意见的函》，第三方独立主体包括分布式、发电侧储能装置、电动汽车(充电桩)、电采暖等负荷资源，第三方独立主体约定时段调节容量不小于2MW/2MWh，聚合商约定时段调节容量不小于5MW/5MWh。
市场初期，上述主体获得调峰服务费用与中标火电机组获得调峰服务费用统一按市场规则由新能源企业和未中标火电机组分摊。
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湖北
独立储能调峰：
《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》， 鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施。具备独立计量装置的电储能设施以独立市场主体身份参与调峰辅助服务市场。
独立储能参与调峰要求充电功率1万千瓦及以上、持续充电时间4小时及以上，其充放电量的电价、结算按照国家相关规定执行。
电储能交易模式为日前申报，日内调用。由湖北省调根据电网运行需要，根据日前竞价结果由低到高在日内依次调用，出清价格为对应储能设施企业日前的申报价格。
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山西
独立储能调峰：根据《山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实施细则（试行）》，独立储能电站准入门槛不小于20MW/40MWh。
其中独立储能市场主体申报价格从意见稿中的750元-950元/MWh改为按照火电机组参与电力调峰交易末档区间执行。
AGC调频：申报价格为5-10元/MW。
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蒙西
AGC调频：2-12元/MW
岁末年初，蒙西储能市场迎来重大政策调整。12月30日，国家能源局华北能监局印发关于修订《蒙西电力市场调频辅助服务交易实施细则（试行）》部分条款。
1）调频里程申报价格由6-15元/MW调整为2-12元/MW。
2）调频补偿计算公式中综合性能指标进行开根号处理。
3）调频性能指标K1上限设置为5。
4）综合调频性能归一化调节系数由1调整为0.8。
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京津唐
AGC调频：0—12元/MW
京津唐电网目前没有开展市场化的竞价来决定服务提供者。调度机构依据机组的调节性能，优先选用性能领先的机组，以周为周期，每周五公布下周的调用机组。具体的调用数量，依据市场需求，以及调度习惯决定。
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浙江
AGC调频：
根据《浙江电力现货市场第三次结算试运行工作方案》，AGC调频辅助服务在试运行期间，进行了申报、出清试运行，调频容量申报价格上、下限分别建议为10元/兆瓦时和0元/兆瓦时；调频里程上、下限分别建议为15元/兆瓦和0元/兆瓦。
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甘肃
2020年1月20日，甘肃能监办印发《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（2020年修订版）。
储能调峰：不超过0.5元/kWh
在新能源场站计量出口内建有储能设施的新能源场站称为储能新能源，且电储能设施与新能源场站视为整体，储能充电能力在弃风弃光时优先使用，此部分充电电量视为新能源场站增量电量。
在新能源场站或虚拟电厂中的储能设施参与调峰辅助服务交易，申报价格上限0.5元/千瓦时。
AGC调频：0-15元/MW
按每天96个点进行报价（每15分钟一个调节周期），报价范围为0-15元/MW，最小申报单位0.1元/MW，火电厂、水电厂、电储能资源均可参与申报调频里程价格。
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云南
AGC调频：0-15元/MW
2020年9月21日，国家能源局云南能监办发布了“关于印发《云南调频辅助服务市场运营规则（试行）》的通知”。
AGC调频市场补偿分为里程补偿与容量补偿两部分，其中未中标、未被调用的发电单元，容量补偿标准为4元/MW，中标、或因电网需求被调用的发电单元，容量补偿标准为5元/MW；里程报价上下限为3元-8元/MW，最小申报单位0.1元/MW。
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四川
AGC调频：不超过50元/MWh
2019年5月四川能监办正式印发《四川自动发电控制辅助服务市场交易细则（试行）》，要求综合调节性能指标k大于1的发电单元必须参与申报AGC辅助服务市场，综合调节性能指标k大于2的发电单元必须参与申报全网控制区。申报补偿价格最小单位0.1元/MWh，上限50元/MWh。
来源：储能100人
