隨著高性能儲能技術進入輔助服務市場特別是調頻輔助服務市場，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、廣東等地調整了調頻補償計算規(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峰交易時申報價格按照火電機組參與電力調峰交易末檔區(qū)間執(zhí)行，相比原征求意見稿對儲能給予高額調峰補償支持，試行稿不再對儲能參與調峰予以過度傾斜，合理公平調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，電源側和負荷側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峰輔助服務市場規(guī)則條款》曾提出儲能調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居高，但儲能與新能源配套應用的投資收益還與實際調峰調用次數(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)域對儲能技術參與市場的多次靈活調整和嘗試。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)局調整了第三方主體參與調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峰交易費用將在發(fā)電側和用戶側按比例進行分攤，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節(jié)成本逐步將在終端電價中有所體現(xiàn)，在一定調節(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，并對用戶側儲能技術應用提供了有力支持。

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