隨著高性能儲能技術進入輔助服務市場特別是調(diào)頻輔助服務市場，現(xiàn)有補償分攤機制下的資金總盤面臨機制風險，由于受益主體和肇事主體尚未完全負擔輔助服務成本，壓力全部轉(zhuǎn)嫁至發(fā)電企業(yè)的做法矛盾突出。而為應對大規(guī)模儲能進入市場的需求，不得不調(diào)整政策補償標準以降低資金使用風險。

過去一段時間，蒙西、華北、廣東等地調(diào)整了調(diào)頻補償計算規(guī)則，12月，《青海省電力輔助服務市場運營規(guī)則》(征求意見稿)、《湖南省電力輔助服務市場交易規(guī)則(征求意見稿)》印發(fā)，調(diào)峰補償分別由0.7元/千瓦時、0.5元/千瓦時降低至0.5元/千瓦時、0.2元/千瓦時。

同時，《山西獨立儲能和用戶可控負荷參與電力調(diào)峰市場交易實施細則(試行)》正式印發(fā)，獨立儲能市場主體參與電力調(diào)峰交易時申報價格按照火電機組參與電力調(diào)峰交易末檔區(qū)間執(zhí)行，相比原征求意見稿對儲能給予高額調(diào)峰補償支持，試行稿不再對儲能參與調(diào)峰予以過度傾斜，合理公平調(diào)用各類服務資源參與市場。

同月，華東能監(jiān)局印發(fā)《安徽電力調(diào)峰輔助服務市場運營規(guī)則(試行)》，公用儲能概念得到突出，電源側(cè)和負荷側(cè)儲能資源也可獨立出來作為公用電儲能參與輔助服務市場，原《電化學儲能電站參與安徽電力調(diào)峰輔助服務市場規(guī)則條款》曾提出儲能調(diào)峰申報價格最高不超過800元/MWh，按上限價來看，其補償標準在全國范圍內(nèi)居高，但儲能與新能源配套應用的投資收益還與實際調(diào)峰調(diào)用次數(shù)顯著相關。

南方區(qū)域也再次修訂“兩個細則”，原有0.5元/千瓦時的調(diào)峰補償標準未做改動，但后期還需針對儲能項目參與服務落實政策支持，這也是南方區(qū)域?qū)δ芗夹g參與市場的多次靈活調(diào)整和嘗試。而為支持儲能與新能源配套應用，在短期成本難以向受益方傳導的情況下，輔助服務補償需要在遵循市場公平的前提下適當支持儲能技術應用，并避免政策波動對項目投資所造成的影響。

本月，華北能監(jiān)局調(diào)整了第三方主體參與調(diào)峰輔助服務的市場規(guī)則，山西也正式確定用戶資源參與輔助服務的基本條件，獨立儲能和用戶可控負荷參與電力調(diào)峰交易費用將在發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)按比例進行分攤，這是形成市場長效邏輯的有益嘗試。廣東能源局、南方能監(jiān)局所印發(fā)《關于征求<廣東電力市場容量補償管理辦法(試行，征求意見稿)>等文件意見的函》，首次提出容量補償費用收取機制，形成了從發(fā)電到用戶的補償追溯和從用戶到發(fā)電的補償償還機制，而需求響應機制也將充分與現(xiàn)貨市場機制掛鉤，用戶側(cè)儲能資源獲得參與市場身份并可單獨接受響應效果評價。而在現(xiàn)有市場機制尚不健全的情況下，尚不允許獨立儲能和發(fā)電側(cè)儲能參與需求響應的做法也符合市場基本規(guī)律，且降低了政策補償支付的風險。

近期，江蘇、江西、山西和青海等地落實電力現(xiàn)貨市場建設方案，提出未來電力市場深化改革發(fā)展路徑。而隨著輔助服務市場交易品種體系逐步完善，市場化價格機制逐步形成，“誰受益，誰付費”和“誰肇事，誰付費”的基本市場邏輯逐漸形成，用戶與發(fā)電主體共同分擔輔助服務成本費用的市場化機制建立，最終一個良性的市場格局形成，儲能參與市場所造成的“資金風險”將逐步消除，而“綠色發(fā)展”所帶來的電能量成本和所造成的波動調(diào)節(jié)成本逐步將在終端電價中有所體現(xiàn)，在一定調(diào)節(jié)上限能力下的“按效果付費”將獲得合理支付。本著成本最優(yōu)、效率最高的原則調(diào)用各類資源為電力系統(tǒng)提供服務，青海也暫時提出“最后開展儲能調(diào)峰市場的出清”，但未來，在綜合考慮各類資源成本的情況下，還應開放各類主體公平參與市場身份，讓各類主體依成本、依效果自主參與市場競爭并提供服務。

繼安徽等地落實分布式光儲配套項目資金支持政策后，西安市工信局在《關于進一步促進光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的意見(征求意見稿)》中提出支持光伏儲能系統(tǒng)應用，并對儲能系統(tǒng)實際充電量給予1元/千瓦時補貼，同一項目年度補貼最高不超過50萬元。分布式光伏和儲能在我國實現(xiàn)真正意義的配套應用和商業(yè)化發(fā)展還需幾個前置條件，一是真正實現(xiàn)平價上網(wǎng)，不再給予度電支持;二是電力市場價格反應真實電力價格水平;三是“全額消納”不再是保證性政策，電網(wǎng)根據(jù)新能源發(fā)展實際情況和電力系統(tǒng)實際運行情況吸收分布式光伏電能。自此，用戶提高“自治”能力的需求將格外突出，也就真正實現(xiàn)了富余光伏發(fā)電量向儲能存儲，并在其余高峰時段進行釋放的運營模式，減輕“電網(wǎng)依賴”成為用戶降低用電成本的迫切訴求。

本月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》，政策提及峰谷電價差價作為購售電雙方電力交易合同的約定條款，逐步拉大峰谷差價。但為保證市場平穩(wěn)健康有序，降低買賣雙方交易難度，市場初期會參照現(xiàn)有目錄電價和政府確定的分時段指導價進行電價差協(xié)定，指導價的峰谷差價不會低于已有目錄電價的峰谷差價。

整體來看，無論是中長期交易機制還是現(xiàn)貨市場機制設計都提出逐步拉大峰谷價差，各地在新一輪電價調(diào)整過程中也逐步考慮現(xiàn)有電力供需實際情況，從拉大峰谷價差、調(diào)整峰谷電價執(zhí)行時段等角度完善電價體系，進一步引導用戶錯峰填谷，并對用戶側(cè)儲能技術應用提供了有力支持。

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