【储能直接支持政策9月报】
作为战略性新兴产业重点布局 电力系统用储能产业化发展任重道远
2020年9月，国家层面相继印发《关于扩大战略性新兴产业投资 培育壮大新增长点增长极的指导意见》和《关于加快新时代研究生教育改革发展的意见》，储能作为我国战略性新兴产业被重点提出，战略高度有所突出。得益于电动汽车的规模化应用，我国电池制造龙头企业在国际市场表现突出，随着可再生能源规模化开发和利用，全球电力系统储能市场规模将逐步扩大，有必要前瞻性地释放内需并推进电力系统储能产业化进程，期待在后“指导意见”时期，我国储能商业化和规模化发展能够全面实现，为我国未来能源体系建设和经济新增长点的设立做出贡献。而面对专业人才力量不足的现状，学科建设的基础设计尤为重要，自《储能技术专业学科发展行动计划（2020—2024年）》以来，西安交大、华北电力大学等院校陆续设立储能专业学科，专项培养储能人才，这也强化了未来储能产业化发展的信心。
同月，南方能监局正式印发《广东调频辅助服务市场交易规则》，调频里程报价下限降低0.5元，保留征求意见稿中对项目K值逐年向下调整结算的意见，中标和非中标机组还可获得3.56 元/兆瓦时的容量补偿，一方面调整了旧有投运项目的收益水平，“暴利”项目收益得到合理化处理。另一方面，新进项目收益得到部分保证，一定程度上确保了广东规划在建项目的收益空间。同时在按效果付费机制下，也降低了因储能获益过高所导致资金盘子变动的风险。按照《南方区域统一调频辅助服务市场建设方案》部署，第一阶段云南调频竞争市场建设启动，2020年10月试运行，云南也首次明确储能作为第三方辅助服务提供者参与市场的身份，并按效果给予里程补偿，且支持容量补偿，而决定储能收益的关键是省内调频需求和与其他市场主体同台竞争的能力。
在辅助服务方面，华中区域“两个细则”获得修订，首次明确电化学储能电站具备发电厂身份，可独立参与辅助服务市场。其AGC服务补偿亦采用按效果付费机制，且采用固定补偿机制，补偿标准设为6元/MW。就储能参与调频辅助服务而言，华中区域可能成为新兴应用市场，在五年固定补偿价格下，投资收益相对可观，政策机制稳定性较强。华东能监局印发《电化学储能电站参与安徽电力调峰辅助服务市场规则条款》，为可再生能源配套储能系统找寻收益渠道，但在调峰领域，调用保证不宜在政策中明确，故政策背后的调用逻辑更值得关注，而深度调峰和储能调峰如何公平调用仍存在问题。
东北能监局对《东北电力辅助服务市场运营规则》进行了更新，近几年，在调峰辅助服务补偿支持下，东北灵活性改造资源被充分挖掘，补偿价格也随之调整。于储能而言，一定规模储能系统可以独立或联合形式参与调峰辅助服务，双边交易和集中竞价交易价格上下限未做调整，冗余资源可接受电网调度并享受补偿，但在现有补偿标准下，电力储能参与调峰交易还较难获得高额收益。
江苏能监办在落实调峰调频政策后，印发《江苏电力市场用户可调负荷参与调峰市场交易规则（征求意见稿）》，明确了用户可调负荷资源参与调峰辅助服务市场的基本条件和补偿方法，相比原有需求响应基准线设计，调峰基准线设计更加细化，且考虑了不同情况下的基线选择。但在已有需求响应资源调用情况下，用户侧资源参与调峰与其产生重叠（仅资金来源不同），还需重点关注资金的重复补偿问题。开放电力市场下，现有需求响应机制势必要与用户调峰进行整合。此外，由于我国能源结构中还有大量燃煤机组运行，调峰成本难以与现货市场价格机制形成联动，现货市场下的调峰辅助服务机制还需针对性设计。
