隨著可再生能源配套儲能發(fā)展成為大勢所趨，過渡階段的輔助服務市場機制成為二者配套應用的唯一政策保障，就調峰輔助服務而言，決定儲能投資決策的關鍵并非僅為調峰補償水平，還有實際調用的調峰次數(shù)。2020年8月，江西、山西再次印發(fā)輔助服務市場運營規(guī)則，提出調峰輔助服務補償思路。在2017年《關于鼓勵電儲能參與山西省調峰調頻輔助服務有關事項的通知》發(fā)布后，時隔近三年，獨立電儲能參與山西輔助服務市場再次獲得明確，《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）》（征求意見稿）文件在輔助服務機制設計上形成突破，一方面政策明確了儲能特別是獨立儲能項目參與輔助服務市場的身份，并可對獨立儲能市場主體頒發(fā)電力業(yè)務許可證，相關調度、交易和結算機制必將對此主體身份予以匹配；另一方面，獨立儲能市場主體參考現(xiàn)貨期間火電機組深度調峰第4檔區(qū)間750元-950元/MWh進行價格申報，此價格在全國范圍內居高，且因獨立儲能和用戶可控負荷參與電力調峰交易所產(chǎn)生的費用，將在發(fā)電側和用戶側按比例進行分攤，實現(xiàn)了輔助服務成本向用戶側傳導的關鍵一步。
理論上講，儲能項目投資主體所期望的明確調用次數(shù)的需求，顯然不宜在市場化政策意見中體現(xiàn)，但相關政策也不應對某些特定主體有所傾斜，即政策不應為單一項目所設計，其背后的儲能調用邏輯應是公平且公開的。
此外，因電力市場尚未完全向現(xiàn)貨市場過渡，調峰輔助服務內容的存在造成了很多市場問題。目前，各地電力運行主管部門所主導的需求響應工作顯然與監(jiān)管部門所開展的用戶側主體參與調峰輔助服務存在高度重疊（只是資金來源不同）。從2013年需求響應機制建設至今，我國需求響應工作尚未形成全面突破和覆蓋。而在現(xiàn)有固定峰谷電價機制下，儲能已能自主參與電力系統(tǒng)調節(jié)即削峰填谷。用戶側和第三方主體輔助服務機制的建立，雖然增加了削峰和填谷的補償額度，但卻與峰谷電價的機制形成矛盾。這還主要體現(xiàn)在需求響應與調峰在機制設計和效果預期方面存在重疊，以及過度無效補償?shù)拇嬖?。即儲能既然已?jīng)在現(xiàn)有峰谷電價下自主開展了削峰填谷，為何還要對已經(jīng)產(chǎn)生的調峰行為進行補償，而若區(qū)域調峰需求與峰谷電價執(zhí)行時段存在差異，又為何不靈活調整價格機制，利用價格差異調用需求側資源參與電力系統(tǒng)服務。如此情況下，難免造成資源浪費和過渡補償情況的發(fā)生，市場化長效機制也難以建立。與此同時，需求響應是一種用戶側資源，而并非是一種服務，需求響應資源的最終價值還要在電力市場中予以體現(xiàn)。調峰輔助服務和需求響應重疊設計和調用的問題需要得到重視，這也可能延伸為現(xiàn)貨市場是否真正需要調峰輔助服務。
同月，山東省調整調頻輔助服務申報價格上限，理論上可刺激主體參與輔助服務市場積極性，但為支持儲能技術應用的直接支持政策還有待落地出臺。在《關于開展“風光水火儲一體化”“源網(wǎng)荷儲一體化”的指導意見（征求意見稿）》中，國家也首次提出“風光水火儲一體化”和“源網(wǎng)荷儲一體化”兩個一體化建設，儲能對提高電力系統(tǒng)建設運行效益的支撐作用得到重視，各地也將在此基礎上，針對發(fā)電側和用戶側分類開展兩個一體化項目建設，而具備條件的“兩個一體化”項目將優(yōu)先納入國家電力發(fā)展規(guī)劃，儲能于電力系統(tǒng)的精細化管理價值將被充分挖掘。
