“电力辅助服务市场的放开，既有利于储能产业找到新的收益点，缓解储能电站的运营难度，还能促进产业新技术的研发。”
电力辅助服务一直是储能应用的一大重要领域，国家能源局近日发布的《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》（简称《方案》）提出，要进一步完善电力辅助服务补偿机制，推进电力辅助服务市场化，构建有效竞争的市场结构和市场体系。
《方案》的出台，对储能产业会起到怎样的促进作用，业界普遍较为关注。
近日，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受中国电力报采访时表示：“电力辅助服务市场化的放开，既有利于储能产业找到新的收益点，缓解储能电站的运营难度，还能促进产业新技术的研发。”
中国电力报：每年我国电力辅助服务的市场份额有多大？我国现有的辅助服务补偿机制是如何进行补偿的？
林伯强：根据今年11月国家能源局综合司发布的《关于2017年二季度电力辅助服务有关情况的通报》数据显示，今年二季度，涉及电力辅助服务补偿的发电企业数量共2725家，发电机组装机容量共14亿千瓦，补偿费用共28.19亿元，占上网电费总额的0.76%，按第二季度情况推算，我国电力辅助服务全年补偿费用超过110亿元。
目前我国的电力辅助服务市场补偿机制主要是依托于2006年原国家电监会印发的《发电厂并网运行管理规定》和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》。现有补偿机制的核心是不改变现行销售电价、不改变现行系统运行方式。
辅助服务按照发电企业上网电费多少分配给每个发电机组，发电机组提供辅助服务超过平均水平的，可以得到辅助服务经济补偿；对于不提供辅助服务或低于平均水平的发电机组，提供辅助服务补偿资金，用于对其他发电机组的辅助服务补偿。
中国电力报：您认为《方案》的出台，释放出怎样的信号？
林伯强：这次《方案》的出台，我认为最重要的是突出电力辅助服务的“全面覆盖”。这个“全面覆盖”可以从两个维度进行拆分。
首先，《方案》强调了全面实施跨省跨区电力辅助服务补偿，以往的补偿机制是送出端发电企业基本不参与辅助服务，各地区有独立的补偿核算办法，但是这次《方案》特别强调，送出端发电企业要纳入受电端地区辅助服务管理范畴。
其次，“全面覆盖”的全面性还体现在除了火电、水电，还要将风电、光伏发电等发电机组纳入电力辅助服务管理范围。
这样的调整所释放的信号归根结底是进一步还原电力商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，在更大范围内优化资源配置，深化了电力行业的市场化改革。
中国电力报：储能在电力辅助服务中能发挥哪些作用？与火电机组相比，具有哪些优势？
林伯强：储能主要在电源侧或负荷侧为电网提供调频调峰辅助服务。
火电机组调峰调频一般规模较大，在调峰过程中频繁启停会造成能源的浪费，对机组设备本身的损害也较大，安全性也难以保证。
另外，火电机组既要承担主要发电、供暖的任务，又要用来调峰，任务的多重性也致使火电机组很难充分发挥调峰功能。
相比来看，储能在调峰调频上具有独特的优越性，储能机组可以实现快速、精确的功率输入、输出，并且运行寿命长，用于调频的储能系统设计寿命已经可以达到10年以上，其可靠性和灵活性也具有技术优势。
另外，储能在提供辅助服务基础上，消纳了可再生能源，缓解弃风弃光现象。但是储能过高的成本问题仍然是目前最大的阻碍。
中国电力报：《方案》提及按需扩大电力辅助服务提供主体，鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与，这将给储能产业带来哪些利好？
林伯强：《方案》中强调的鼓励采用竞争方式确定服务承担机组、按服务效果补偿、鼓励储能设备及第三方进入，都是深化市场机制的体现。电力市场化改革应该是电能市场和电力辅助服务市场同时市场化，二者相辅相成。
《方案》的最终目标
就是要构建一个涵盖所有区域、所有辅助服务方式，具有活力和竞争性的电力辅助服务市场。
这对当前储能产业来说，如果能够深入参与到电力辅助服务市场，找到新的收益点，不但能够缓解储能电站的运营难度，还能促进新技术的研发。根据中关村储能产业技术联盟测算，调峰辅助服务对储能开放，可将应用于风电场的储能系统投资回收期减少近40%。
注：本文章转载自中国电力报，不代表本网观点立场。
