電力輔助服務市場發展現狀

電力輔助服務是指為維持電力系統的安全穩定運行或恢復系統安全，以及為保證電能供應，滿足電壓、頻率質量等要求所需要的一系列服務，主要包括調頻、調峰、備用、無功支持及黑啟動等。

2006年11月，原國家電力監管委員會發布了《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》，各區域電力監管機構陸續制訂實施細則，組織實施并加強監管，開啟電力市場輔助服務建設;2014年，國家能源局印發《關于積極推進跨省跨區電力輔助服務補償機制建設工作的通知》，將跨省跨區交易電量納入電力輔助服務補償機制范疇。

目前，電力輔助服務補償機制除西藏尚未建立外，在全國范圍內基本建成，運行效果普遍較好，為進一步推進電力市場建設奠定了基礎。我國輔助服務責任主要由發電企業承擔，通過采取強制提供、按需調用、事后補償等方式，考核發電企業發電小時數，在一定程度上激發了發電企業參與提供輔助服務的積極性。

雖然輔助服務補償的價格機制仍不明朗，但在輔助服務提供者、提供方式、調節和評估指標、結算方式等方面已基本形成有章可循的交易機制，因此部分區域的電力輔助服務市場已逐步打開。

根據國家能源局數據，2017年四季度，全國除西藏、蒙西地區外30個省(區、市、地區)參與電力輔助服務補償的發電企業共3123家，裝機容量共11.63億千瓦，補償費用共35.18億元，占上網電費總額的0.81%。

從電力輔助服務補償總費用來看，補償費用最高的三個區域依次為西北、東北和南方區域，西北區域電力輔助服務補償費用占上網電費總額比重最高，為4.29%，華中區域占比最低，為0.25%。

從電力輔助服務補償費用的結構上看，調峰補償費用總額11.04億元，占總補償費用的31.37%;自動發電控制(AGC)補償費用總額9.64億元，占比27.41%;備用補償費用總額11.80億元，占比33.54%;調壓補償費用2.62億元，占比7.45%;其他補償費用0.08億元，占比0.23%。

從分項電力輔助服務補償費用來看，調峰、AGC和備用補償費用占總補償費用的90%以上。其中，西北、東北區域調峰補償力度最大，華北、華東區域調頻(西北區域調頻為AGC加一次調頻，其他區域調頻為AGC)補償力度最大，南方、華中區域備用補償力度最大。

從電力輔助服務補償費用來源來看，主要來自發電機組分攤費用，合計28.58億元，占比為81.24%。其他還有，跨省區(網外)輔助服務補償分攤費用合計0.31億元，新機差額資金0.18億元，考核等其他費用6.11億元，無分攤減免費用。

從能源類型的角度來看，火電領域的電力輔助服務補償費用的補償與分攤費用均最高，分別達到31.45億元、20.28億元。

儲能參與電力輔助服務優勢明顯

不同的電力市場，由于電源結構、電網結構、負荷分布和負荷特性的不同，需要的電力輔助服務種類和數量也不同。可再生能源、儲能技術和需求側響應技術的發展，導致越來越多的資源參與到電力輔助服務中來，減輕了發電側的輔助服務負擔，原有輔助服務的分類和補償方式隨之改變。

尤其是儲能技術在調頻響應、電壓調節、旋轉/非旋轉備用等方面的調節能力無論從經濟性還是從速度效果上來說具有天然的競爭優勢：其性價比是火電機組的20倍、燃氣機組的8倍、水電機組的5倍。

2017年11月，能源局印發《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》的通知，進一步完善和深化電力輔助服務補償機制，推進電力輔助服務市場化，鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供電力輔助服務，允許第三方參與提供電力輔助服務。

以上數據及分析均來自于前瞻產業研究院《2018-2023年中國儲能行業市場前瞻與投資預測分析報告》。