随着新能源发电并网加速，以风光为主的新型电力系统的波动性和随机性问题突出，影响电力系统的安全稳定运行，因此，电力辅助服务的重要性凸显。8月30日，国家能源局发布了《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》（以下简称“两个细则”），对电力辅助服务市场规则做了进一步明确。
我国的电力辅助服务市场化加速。目前，我国的电力辅助服务市场提供的产品主要是调峰、调频，2019年上半年，电力辅助服务市场补偿费用共130.31亿元，占上网电费总额的1.47%。从产品类型看，调峰补偿费用占总补偿费用的38.44%，调频占20.73%，备用占36.38%，调压占4.23%。服务提供方主要是火电和水电机组，2019年上半年，火电机组的补偿费用占比为94.98%，水电站占比为3.42%。发电厂通过竞价方式获得权益，参与辅助服务能够得到补偿。过去补偿费用由电力系统中的发电机组分摊，2019年上半年，补偿费用大多数来源于发电机组分摊费用，占比为87.71%。
储能独立主体的市场地位明确，电力辅助服务市场化机制趋向合理。新版“两个细则”明白准确地提出积极地推进新型储能、用户可调节负荷、聚合商、虚拟电厂等资源参与电力辅助服务。市场机制方面，按照“谁提供，谁获利；谁受益，谁分担”的原则，辅助服务补偿费用电力系统内的发电企业、电力用户共同分担，真正体现出辅助服务的价值。
以美国、英国、澳大利亚、北欧为代表的国家电力市场发展成熟，基本的产品是调频、备用、无功调节、黑启动等，市场通过竞价或长期协议的方式交易，服务费用通过输配电价传导到用户侧由终端电力用户承担。市场机制更为合理，更能体现电力辅助服务的实际价值。
我国电化学储能加快速度进行发展，在电力辅助服务市场应用潜力巨大。电化学储能以其灵活性高、响应速度快、环境资源约束小、技术进步空间大、与新能源发协同效应高的优势，在电力辅助服务市场有巨大的应用空间。根据BNEF统计，2020年中国电化学储能新增装机2.3GWh，同比增长156%。根据CENSA统计，2020年新增投运的电化学储能项目中，电网侧储能296.4MW（37.8%），电源侧辅助服务201.5MW（25.7%）。未来伴随着我国能源结构的转型、电力市场的成熟和储能成本的降低，电化学储能将爆发出巨大的潜力。我们预计，全球2025年电网侧调频需求带动的储能需求为6.9GWh，调峰储能需求为20GWh。
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加快构建适应高比例可再次生产的能源发展的新型电力系统是实现“碳中和、碳达峰”目标的重要路径。然而，可再次生产的能源发电具有季节性、波动性，大规模的可再次生产的能源发电并网，电力供需双方都不稳定且难以预测，影响电网的安全、稳定运行。因此，为保障电力系统的安全、稳定、高效运行，电力辅助服务愈发重要。
根据新版“两个细则”的定义，电力系统辅助服务（以下简称电力辅助服务）是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网企业和储能设施、参与市场化交易的电力用户以及聚合商、虚拟电厂等第三方提供的服务。包括：一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等。
根据电力辅助服务调节原理的不同，可大致分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务。有功平衡服务通过频率控制调节系统的有功出力，无功平衡服务即电压控制服务，事故应急及恢复服务包括稳控切机服务、快速切负荷服务和黑启动服务。其中，有功平衡服务特别是调频、调峰是我国电力辅助服务中应用最多的方式。
目前，我国需求最多的是调峰和调频服务，两者本质上都是在电力负荷供需偏差时，通过调整机组出力减小系统偏差的手段，不同之处在于时间尺度不同，调频通常为几分钟，调峰通常几小时。
调峰是在用户负荷较低的时段，部分机组需要减少出力，但发电机组偏离额定工况运行时，发电效率会随负荷的降低而降低，导致发电煤耗增加，大幅度的增加单位发电成本，参与启停调峰的机组会产生额外的燃料成本，对机组造成额外的寿命损耗。目前，我国调峰的主力机组仍然是经过灵活性改造的火电机组。
调频是指由于用户负荷波动，引起电力系统供需不平衡，导致电网频率改变，为维持频率稳定，需要发电侧调整功率。我国电网频率为50Hz，允许的波动偏差为±0.2Hz。能够最终靠负荷特性曲线和发电特性曲线理解调频过程。
负荷侧功率越大，频率越高，可以看作一条右上方倾斜的线；发电侧功率越大，频率越低，可以看作一条右下方倾斜的线。当系统稳定运行时，系统的功率和频率处于负荷曲线和发电曲线的交点a。
当系统负荷上升时，负荷曲线向上移动，此时负荷功率高于发电功率，若发电侧不做调整，则有部分用户负荷无法被满足，用户负荷会逐渐降低至原水平。发电机组有自动调节功能，在调节器的作用下，机组会降低频率，增加出力，负荷功率会逐渐降低，重新到达稳定的b点。这样的一个过程是依靠机组自身的调节功能，所以称为一次调频，通常经历的时间在15s以内。然而，b点的状态下，系统频率降低了，不能够满足电网安全运作的需求。
因此，需要通过二次调频，机组接受AGC控制指令，增加出力，调节系统状态到达c，频率回到初始的f0.这样的一个过程通常15s-20min。
电力辅助服务市场是用市场化的机制，激励参与辅助服务的市场主体。电力辅助服务市场与电力市场密不可分，由于我国的电力市场体制还处于市场化的探索阶段，电力辅助服务市场也相对不成熟。我国的电力辅助服务市场大致经历了无偿服务、计划补偿、市场化探索、市场化加速四个发展阶段。
目前在我国电力辅助服务市场的产品品种较为齐全，包括：基本辅助服务，一次调频、基本调峰、基本无功调节；有偿辅助服务，自动发电控制（AGC）、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制（AVC）、旋转备用、热备用、黑启动。各省依据自己情况，产品略有差别。
电力辅助服务的提供方式分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本电力辅助服务是指为保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须要提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节。有偿电力辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括二次调频、有偿调峰、自动电压控制（AVC）、备用、转动惯量、爬坡、黑启动等。
电力辅助服务可以看作对于发电权的交易。以调峰为例，可以看成是调峰能力弱或调峰意愿不足的发电企业向调峰能力富裕且愿意提供更多辅助服务的发电企业购买了发电权。目前我国的电力辅助服务市场的主体是发电企业，但电力辅助服务的效果是电网的安全、稳定，受益的包括总系统内的发电企业、电网企业和电力用户。
目前我国的电力辅助服务由发电侧提供，主要是火电厂，其次是水电厂。依照国家能源局公布的数据，2019年上半年，电力辅助服务市场补偿费用共130.31亿元，占上网电费总额的1.47%。其中，火电机组的补偿费用占比为94.98%，水电站占比为3.42%。
为了适应新型电力系统的需要，建立“源网荷储联合协同互动”的电网调度模式，我国鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务。华北能监局2020 年11 月11 日印发了《第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场规则（试行，2020 版）》，明确运用市场机制激励第三方独立主体提供调峰资源，充分挖掘包括分布式储能、电动汽车（充电桩、充换电站）、电采暖、虚拟电厂（可控负荷）等负荷侧调节资源以及发电侧储能在内的第三方独立主体的调峰潜力。
新型储能市场地位进一步明确。2021年，根据新版“两个细则”的规定，电力辅助服务提供主体包括火电、水电、核电、风电、光伏发电、抽水蓄能、新型储能等以及能够响应调度指令的用户可调节负荷（包括通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合的可调节负荷）等并网主体。新型储能和能够响应调度指令的用户可调节负荷被作为市场主体列入政策，政策积极地推进新型储能、用户可调节负荷、聚合商、虚拟电厂等资源参与电力辅助服务。
目前我国的电力辅助服务市场以省网为单位组织，各省制定相关的市场交易规则，因此，不同的区域规则略有差异。电力辅助服务市场采取补偿机制，新版“两个细则”对补偿的执行内容做了规定，有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供，固定补偿方式确定补偿标准时应考虑电力辅助服务成本、性能表现及合理收益等因素制定，按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度；市场化方式确定补偿标准应遵循通过市场化竞争形成价格的原则。
根据提供电力辅助服务的种类和性能，制定差异化的补偿标准，真正体现不同方式、不同电力辅助服务的效果和价值的差异。对于调峰调频的补偿，通常基于发电量或里程功率。依照国家能源局的报告，2019年上半年，调峰补偿费用占总补偿费用的38.44%，调频占20.73%，备用占36.38%，调压占4.23%。
采用市场化补偿方式的地区，每种产品分开报价，独立于电力市场。产品报价一般都会采用卖方单向报价、集中竞争、统一价格出清的交易方式。调度方根据按需调用、按序调用、价格优先的原则进行调用。
电力辅助服务的付费方，即成本分摊的参与方，新版“两个细则”发布前，主要由发电机组分摊。依照国家能源局公布的数据，2019年上半年，从电力辅助服务补偿费用来源来看，大多数来源于发电机组分摊费用，合计114.29亿元，占比为87.71%。其他还有，跨省区（网外）辅助服务补偿分摊费用合计0.36亿元，新机差额资金0.79亿元，考核等另外的费用14.87亿元，无分摊减免费用。这在某种程度上预示着，发电厂“既出力（承担辅助服务的责任）、又出钱（分担辅助服务补偿）”，市场化程度较低。
然而，发电机组单向承担的成本分摊方式不尽合理。一方面，辅助服务作出的贡献由整个电力系统受益，原则上引发的成本应当由整个电力系统承担，从输配电价分担到用户侧。另一方面，对于调度机构调用辅助服务的效率没有量化，对其成本和定价没有具体的核算。
我国电力辅助服务市场成本分担机制走向合理化。“谁提供，谁获利；谁受益、谁承担”的原则，逐步建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。新版“两个细则”规定，为电力系统运行整体服务的电力辅助服务品种，补偿费用由包括发电企业、电力用户在内的所有并网主体共同分摊。为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务品种，补偿费用由相关发电侧并网主体分摊。为特定电力用户服务的电力辅助服务品种，补偿费用由相关电力用户主体分摊。
国外的电力市场发展较成熟，电力辅助服务通常与电力系统调度联合运营。在产品方面，与我国情况不同，国外电力现货市场较为成熟，因此通常调峰不作为辅助服务产品，能够最终靠日内市场和实时市场竞价获得。国外市场中调频是主要的产品类型，此外也包括备用、无功调节、黑启动等。从市场组织形式看，采用集中竞价或长期协议，一般竞争程度较高的产品如调频、备用，采用竞价或招标的方式，其他服务如无功调节、黑启动则采用长期协议双边合同的模式。国外市场辅助服务的费用主要由终端电力用户承担。
近年来，我国电化学储能应用逐渐增加，增速明显。2011年，我国第一个风光储输综合示范项目在张北建成投运。2015年全国电化学储能装机规模首次突破100MW。此后，电化学储能以其灵活性高、响应速度快、环境资源约束小、技术进步空间大、与新能源发协同效应高的优势得到加快速度进行发展。根据BNEF统计，2020年中国电化学储能新增装机2.3GWh，同比增长156%。
根据统计，2020年新增投运的电化学储能项目中，按照应用场景分布，从高到低依次为：电网侧储能296.4MW（37.8%）、集中式新能源+储能259.4MW（33.0%） 、电源侧辅助服务201.5MW（25.7%） 、用户侧储能15.9MW（2.0%）、分布式及微网储能12MW（1.5%）。
目前我国参与电力辅助服务的机组以火电和抽水蓄能为主。为实现碳中和、碳达峰的目标，火电机组面临转型压力，电化学储能与火电相比，碳排放少，更加清洁，响应时间更短，调节更灵活。抽水蓄能是比较优质的灵活性资源，但抽水蓄能受到地理条件的限制，装机规模增长有限。因此，未来增长的电力辅助服务需求将有很大的空间由电化学储能替代。
我国逐渐开始重视电化学储能的发展，尤其是为了电化学储能在电力辅助服务市场的应用，新版“两个细则”中将新型储能作为独立市场主体提出。各省市都出台了配套政策，支持储能发展。储能参与调峰的政策中，大部分省份对于可以参与调峰的储能规模进行了限定，但目前我国的规模限制远高于美国的规定（0.1MW），不利于小规模储能的应用。对储能调频的政策中，规定了储能的补偿机制，目前大多数省份采用里程补偿，部分省份采用容量补偿+里程补偿的方式。
随着可再次生产的能源渗透率逐步的提升，电化学储能成本不断下降，电化学储能在电力辅助服务市场的应用空间正在扩大。随着对储能参与辅助服务的市场机制设计逐渐完善、国内电力市场的逐步成熟和相关监管的完善，电化学储能将有巨大潜力。
根据我们的测算，全球2025年电网侧调频需求带动的储能需求为6.9GWh，复合增长率达65.7%，电网侧调峰需求产生的储能需求为20GWh，复合增长率达31.3%。
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