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隨著電力市場(chǎng)改革的進(jìn)一步深化，電力輔助服務(wù)市場(chǎng)成為改革的熱點(diǎn)和重點(diǎn)。電化學(xué)儲(chǔ)能作為重要的靈活性資源，憑借快速的響應(yīng)和靈活的布置方式已率先在AGC調(diào)頻領(lǐng)域取得商業(yè)化突破，目前的市場(chǎng)從山西、蒙西、京津唐、廣東正在向江蘇、浙江等地蔓延。

雖然火儲(chǔ)調(diào)頻為我國(guó)儲(chǔ)能的商業(yè)化積累了寶貴的經(jīng)驗(yàn)，但其瓶頸已開始顯現(xiàn)。現(xiàn)階段我國(guó)電力輔助服務(wù)費(fèi)用仍是在發(fā)電商之間的“零和博弈”，還未過(guò)渡到由電力用戶分?jǐn)偟碾A段。

為應(yīng)對(duì)大規(guī)模儲(chǔ)能進(jìn)入市場(chǎng)的需求，各地不得不調(diào)整政策補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)以降低資金使用風(fēng)險(xiǎn)，2020年，廣東、蒙西先后出臺(tái)文件，基本上是對(duì)火儲(chǔ)調(diào)頻領(lǐng)域踩了剎車；青海、湖南下調(diào)儲(chǔ)能調(diào)峰價(jià)格，讓儲(chǔ)能參與調(diào)峰輔助服務(wù)的空間大幅縮小。

一方面，頻繁的政策變動(dòng)無(wú)法給投資者穩(wěn)定預(yù)期，引發(fā)業(yè)界爭(zhēng)議；另一方面，在國(guó)家降電價(jià)服務(wù)實(shí)體經(jīng)濟(jì)的大背景下，如果增加調(diào)節(jié)電源，按效果付費(fèi)必將引發(fā)輔助服務(wù)費(fèi)用和終端電費(fèi)上漲，這也是目前政策制定者推動(dòng)輔助服務(wù)機(jī)制“進(jìn)退兩難”的原因所在。

1、福建：儲(chǔ)能調(diào)峰——電廠側(cè)儲(chǔ)能、用戶側(cè)儲(chǔ)能、獨(dú)立儲(chǔ)能按充放電價(jià)結(jié)算，AGC調(diào)頻：0.1~12元/MW

《福建省電力調(diào)峰輔助服務(wù)交易規(guī)則（試行）（2020年修訂版）》，要求參與調(diào)峰交易的儲(chǔ)能規(guī)模不小于10MW/40MWh。

1）電廠側(cè)儲(chǔ)能調(diào)峰：在電廠計(jì)量出口內(nèi)建設(shè)的電儲(chǔ)能設(shè)施，作為電廠儲(chǔ)能放電設(shè)備改善機(jī)組調(diào)峰調(diào)頻等發(fā)電性能，可與機(jī)組聯(lián)合參與調(diào)峰調(diào)頻，或作為獨(dú)立儲(chǔ)能主體參與調(diào)峰服務(wù)服務(wù)交易。

充電：可利用所在電廠內(nèi)富余電力進(jìn)行充電，也可與其它發(fā)電企業(yè)簽訂低谷時(shí)段調(diào)峰交易合同進(jìn)行充電。

放電：電廠側(cè)電儲(chǔ)能放電電量等同于發(fā)電廠發(fā)電量，具體電費(fèi)結(jié)算按國(guó)家有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

2）用戶側(cè)儲(chǔ)能調(diào)峰：在用戶側(cè)建設(shè)的電儲(chǔ)能設(shè)施作為用戶的儲(chǔ)能放電設(shè)備既可自用也可參與調(diào)峰市場(chǎng)交易。

充電：充電電量即可執(zhí)行目錄電價(jià)，也可參與直接交易購(gòu)買低谷電量。

放電：在現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)前，放電電量用戶可自用，也可視為分布式電源就近向用戶協(xié)商出售電量，放電價(jià)格按照獨(dú)立儲(chǔ)能價(jià)格執(zhí)行。

3）獨(dú)立電儲(chǔ)能調(diào)峰：作為電力市場(chǎng)主體參與電儲(chǔ)能調(diào)峰交易，其充放電狀態(tài)接受電力調(diào)度統(tǒng)一調(diào)度指揮。

充電：充電電量即可執(zhí)行目錄峰谷電價(jià)，也可參與直接交易購(gòu)買低谷電量。

放電：為分布式電源就近向用戶協(xié)商出售電量，放電價(jià)格按照有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

AGC調(diào)頻：0.1~12元/MW根據(jù)《福建省電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)交易規(guī)則（試行）（2019年修訂版）》，鼓勵(lì)儲(chǔ)能設(shè)備、電站等以第三方提供調(diào)頻輔助服務(wù)，暫定儲(chǔ)能設(shè)備、儲(chǔ)能電站容量不少于10MW，并參照常規(guī)機(jī)組標(biāo)準(zhǔn)參與調(diào)頻市場(chǎng)。對(duì)于提供調(diào)頻服務(wù)的市場(chǎng)主體，采用“容量補(bǔ)償+里程補(bǔ)償”的方式進(jìn)行補(bǔ)償，參與調(diào)頻市場(chǎng)的報(bào)價(jià)上限由8元/MW提升至12元/MW，下限為0.1元/MW。

2、青海：儲(chǔ)能調(diào)峰——0.5元/kWh

1）2020年12月，西北能監(jiān)局發(fā)布《青海省電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則》（征求意見稿），調(diào)整了儲(chǔ)能參與電網(wǎng)調(diào)峰的價(jià)格，每度電的補(bǔ)償價(jià)格由0.7元下調(diào)至0.5元，電網(wǎng)調(diào)用調(diào)峰費(fèi)用計(jì)算方式也由之前的充電電量換成放電電量結(jié)算。

2）儲(chǔ)能電站準(zhǔn)入條件要求充電功率在10MW及以上、持續(xù)充電時(shí)間在2小時(shí)及以上。

3、湖南：儲(chǔ)能調(diào)峰——＜0.2元/kWh，緊急調(diào)峰：0.45-0.6元/kWh

1）2020年12月，湖南能監(jiān)辦網(wǎng)站發(fā)布《湖南省電力輔助服務(wù)市場(chǎng)交易規(guī)則》（征求意見稿），與今年5月印發(fā)的《湖南省電力輔助服務(wù)市場(chǎng)交易模擬運(yùn)行規(guī)則》相比，最大的變化在于下調(diào)了火電、抽蓄、儲(chǔ)能電站參與深度調(diào)峰的報(bào)價(jià)限額。其中儲(chǔ)能參與深度調(diào)峰的報(bào)價(jià)限額，由原來(lái)的不超過(guò)0.5元/kWh下調(diào)至不超過(guò)0.2元/kWh。

2）儲(chǔ)能參與緊急短時(shí)調(diào)峰交易報(bào)價(jià)未做調(diào)整，為0.45元/kWh-0.6元/kWh，要求裝機(jī)容量10MW及以上。

4、山東:門檻標(biāo)準(zhǔn)暫定為5MW/10MWh

2020年12月31日，國(guó)家能源局山東監(jiān)管辦發(fā)布了關(guān)于修訂《山東電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則（試行）（2020年修訂版）》的通知。儲(chǔ)能設(shè)施包括獨(dú)立儲(chǔ)能設(shè)施、集中式新能源場(chǎng)站配套儲(chǔ)能設(shè)施等可以參與調(diào)峰輔助服務(wù)，門檻標(biāo)準(zhǔn)暫定為5MW/10MWh。

儲(chǔ)能調(diào)峰：0.15元/kWh

1）根據(jù)文件，市場(chǎng)初期，設(shè)置火電機(jī)組降出力調(diào)峰最高上限，儲(chǔ)能調(diào)峰價(jià)格上限按照火電機(jī)組降出力調(diào)峰價(jià)格上限執(zhí)行為0.15元/kWh。

2）若當(dāng)日發(fā)生直調(diào)公用火電機(jī)組停機(jī)調(diào)峰，儲(chǔ)能設(shè)施有償調(diào)峰出清價(jià)格按照0.4元/kWh執(zhí)行。

AGC調(diào)頻：6元/MW在試運(yùn)行初期，AGC出清價(jià)格最高上限暫按6元/MW執(zhí)行，參與AGC調(diào)頻輔助服務(wù)的儲(chǔ)能設(shè)施不再參與有償調(diào)峰交易競(jìng)價(jià)。

5、廣東：調(diào)頻報(bào)價(jià)——6~15元/MW

2020年9月1日起廣東市場(chǎng)新規(guī)則《廣東調(diào)頻服務(wù)市場(chǎng)規(guī)則》正式運(yùn)行。

1）原規(guī)則規(guī)定調(diào)頻報(bào)價(jià)范圍為6-15元/MW，新規(guī)則規(guī)定，半年對(duì)申報(bào)價(jià)格進(jìn)行一次評(píng)估，當(dāng)市場(chǎng)中申報(bào)價(jià)格為下限的機(jī)組超過(guò)所有參與報(bào)價(jià)機(jī)組的80%及以上時(shí)，提出調(diào)整建議，降低申報(bào)價(jià)格上下限。

2）原來(lái)綜合調(diào)頻性能指標(biāo)修改為綜合調(diào)頻性能值的m+1次根號(hào)值，m為規(guī)則執(zhí)行的年頭數(shù)。

3）廣東現(xiàn)貨電能量市場(chǎng)啟動(dòng)前，調(diào)頻市場(chǎng)未中標(biāo)發(fā)電單元容量按照3.56元/MWh，調(diào)頻中標(biāo)機(jī)組將不再獲得調(diào)頻容量補(bǔ)償。

6、新疆：儲(chǔ)能調(diào)峰——0.55元/kWh

2020年5月21日，新疆自治區(qū)發(fā)展改革委印發(fā)《新疆電網(wǎng)發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能管理暫行規(guī)則》，提出：

1）在火電廠、風(fēng)電場(chǎng)、光伏電站發(fā)電上網(wǎng)關(guān)口內(nèi)建設(shè)的、充電功率5MW及以上、持續(xù)充電2小時(shí)及以上的電儲(chǔ)能設(shè)施。

2）電儲(chǔ)能設(shè)施根據(jù)電力調(diào)度機(jī)構(gòu)指令進(jìn)入充電狀態(tài)的，對(duì)其充電電量進(jìn)行補(bǔ)償，具體補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.55元/千瓦時(shí)。

7、東北三?。簝?chǔ)能深度調(diào)峰——0.4元-1元/kWh，用戶側(cè)儲(chǔ)能雙邊交易：0.1元-0.2元/kWh

2020年9月22日，東北能監(jiān)局發(fā)布了關(guān)于印發(fā)《東北電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則》的通知，提出：

1）鼓勵(lì)發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、獨(dú)立輔助服務(wù)提供商投資建設(shè)電儲(chǔ)能設(shè)施，10MW/40MWh以上的電儲(chǔ)能設(shè)施，可參加發(fā)電側(cè)調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)，報(bào)價(jià)范圍為0.4-1元/kWh。

2）用戶側(cè)電儲(chǔ)能設(shè)施充放電量的購(gòu)售電價(jià)按照有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。在用戶側(cè)建設(shè)的電儲(chǔ)能設(shè)施，須在省級(jí)及以上電力調(diào)度機(jī)構(gòu)能夠監(jiān)控、記錄其實(shí)時(shí)充放電狀態(tài)的前提下參與輔助服務(wù)市場(chǎng)，不得在尖峰時(shí)段充電，不得在低谷時(shí)段放電，否則不予補(bǔ)償。

3）在風(fēng)電場(chǎng)和光伏電站計(jì)量出口內(nèi)建設(shè)的電儲(chǔ)能設(shè)施，其充電能力優(yōu)先由所在風(fēng)電場(chǎng)和光伏電站使用，由電儲(chǔ)能設(shè)施投資運(yùn)營(yíng)方與風(fēng)電場(chǎng)、光伏電站協(xié)商確定補(bǔ)償費(fèi)用。

4）用戶側(cè)儲(chǔ)能可與風(fēng)電、光伏企業(yè)協(xié)商開展雙邊交易，市場(chǎng)初期交易價(jià)格上下限為0.2、0.1元/kWh。在用戶側(cè)建設(shè)的電儲(chǔ)能設(shè)施不得在尖峰時(shí)段充電，不得在低谷時(shí)段放電，否則不予補(bǔ)償。

8、安徽：儲(chǔ)能調(diào)峰——0.3元-0.8元/kWh，與燃煤火電機(jī)組同臺(tái)競(jìng)價(jià)

1）電化學(xué)電站可作為安徽省電力調(diào)峰輔助服務(wù)的市場(chǎng)主體（可被電力調(diào)度機(jī)構(gòu)管轄，接入35千伏電壓等級(jí)）。

2）電儲(chǔ)能調(diào)峰的定義：電網(wǎng)調(diào)峰能力不足時(shí)，電儲(chǔ)能設(shè)施根據(jù)調(diào)度指令，減少放電電功率或者增加充電功率。

3）電儲(chǔ)能包括：電源側(cè)電儲(chǔ)能、負(fù)荷側(cè)電儲(chǔ)能，或者公用電儲(chǔ)能。

4）火儲(chǔ)聯(lián)合的電儲(chǔ)能：與機(jī)組聯(lián)合調(diào)峰，按深度調(diào)峰管理。

5）公用電儲(chǔ)能報(bào)價(jià)：分放電降功率、充電加功率兩種情況報(bào)價(jià)，充電加功率報(bào)價(jià)不低于放電降功率報(bào)價(jià)。深度調(diào)峰時(shí)，與燃煤機(jī)組同臺(tái)競(jìng)價(jià)。

9、江蘇：電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)補(bǔ)償費(fèi)用分為基本補(bǔ)償和調(diào)用補(bǔ)償兩類

1）用戶側(cè)儲(chǔ)能調(diào)峰：根據(jù)《江蘇電力市場(chǎng)用戶可調(diào)負(fù)荷參與輔助服務(wù)市場(chǎng)交易規(guī)則（試行）》，電力市場(chǎng)用戶可調(diào)負(fù)荷調(diào)峰市場(chǎng)分為中長(zhǎng)期可調(diào)負(fù)荷調(diào)峰市場(chǎng)和短期可調(diào)負(fù)荷調(diào)峰市場(chǎng)。 中長(zhǎng)期可調(diào)負(fù)荷調(diào)峰交易報(bào)價(jià)：谷段報(bào)價(jià)上限：250元/兆瓦時(shí)；平段報(bào)價(jià)上限：600元/兆瓦時(shí)；峰段報(bào)價(jià)上限：900元/兆瓦時(shí)。短期可調(diào)負(fù)荷調(diào)峰交易申報(bào)價(jià)格：調(diào)度發(fā)布的需求時(shí)段大于或等于4小時(shí)，申報(bào)價(jià)格上限為1元/千瓦時(shí)；調(diào)度發(fā)布的需求時(shí)段小于4小時(shí)，申報(bào)價(jià)格上限為2元/千瓦時(shí)。

2）儲(chǔ)能參與啟停調(diào)峰：根據(jù)《江蘇電力輔助服務(wù)（調(diào)峰）市場(chǎng)啟停交易補(bǔ)充規(guī)則》，符合準(zhǔn)入條件且充電/放電功率20兆瓦以上、持續(xù)時(shí)間2小時(shí)以上的儲(chǔ)能電站，可以直接注冊(cè)調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)成員。鼓勵(lì)綜合能源服務(wù)商匯集儲(chǔ)能電站，匯集容量達(dá)到充電/放電功率20兆瓦以上、持續(xù)時(shí)間2小時(shí)以上且符合準(zhǔn)入條件的，可以注冊(cè)調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)成員。在調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)注冊(cè)的儲(chǔ)能電站、綜合能源服務(wù)商，以及除供熱最小方式以外的燃煤機(jī)組、燃?xì)鈾C(jī)組原則上應(yīng)參與啟停調(diào)峰市場(chǎng)報(bào)價(jià)。 儲(chǔ)能電站、綜合能源服務(wù)商參照日前中標(biāo)的啟停調(diào)峰折算單位電量最高價(jià)（PM），按照K2*PM標(biāo)準(zhǔn)對(duì)充（放）電容量予以結(jié)算，但不低于充放電損失。補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)K2值由江蘇能源監(jiān)管辦會(huì)同省發(fā)展改革委（能源局）確定后通過(guò)調(diào)度機(jī)構(gòu)發(fā)布。

3）AGC調(diào)頻：根據(jù)《江蘇電力輔助服務(wù)（調(diào)頻）市場(chǎng)交易規(guī)則（試行）》，儲(chǔ)能電站參與的門檻為充電/放電功率10MW/20MWh以上，鼓勵(lì)綜合能源服務(wù)商匯集單站容量達(dá)到充電/放電功率5MW以上，匯集總?cè)萘窟_(dá)到充電/放電功率10MW/20MWh以上的儲(chǔ)能電站，注冊(cè)市場(chǎng)成員。

江蘇電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)補(bǔ)償費(fèi)用分為基本補(bǔ)償和調(diào)用補(bǔ)償兩類。

其中基本補(bǔ)償：儲(chǔ)能電站以及綜合能源服務(wù)商依據(jù)調(diào)頻性能、調(diào)頻容量及投運(yùn)率計(jì)算基本補(bǔ)償費(fèi)用，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)Kagc=2元/MW。

調(diào)用補(bǔ)償為：依據(jù)調(diào)頻里程、調(diào)頻性能及里程單價(jià)計(jì)算，其中儲(chǔ)能電站按照 KM*PM 價(jià)格予以出清，儲(chǔ)能出清價(jià)格補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)KM=1，PM參照市場(chǎng)最高成交價(jià)，市場(chǎng)主體調(diào)頻里程申報(bào)價(jià)格的下限0.1元/兆瓦，上限1.2元/MW。

10、江西：儲(chǔ)能設(shè)施與發(fā)電機(jī)組、電網(wǎng)的協(xié)調(diào)優(yōu)化運(yùn)行

根據(jù)《江西省電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則（試行）》，鼓勵(lì)發(fā)電企業(yè)配置適當(dāng)規(guī)模的儲(chǔ)能設(shè)施，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能設(shè)施與發(fā)電機(jī)組、電網(wǎng)的協(xié)調(diào)優(yōu)化運(yùn)行。

1）發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能調(diào)峰：在發(fā)電企業(yè)計(jì)量關(guān)口內(nèi)建設(shè)的儲(chǔ)能設(shè)施，作為電廠儲(chǔ)能設(shè)備改善機(jī)組調(diào)頻調(diào)峰等發(fā)電性能的手段之一，可與機(jī)組聯(lián)合參與調(diào)峰輔助服務(wù)交易。

（一）發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能充電：發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能設(shè)備可利用所在電廠富余的電力進(jìn)行充電。

（二）發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能放電：發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能放電電量等同于發(fā)電廠發(fā)電量，具體電費(fèi)結(jié)算按照國(guó)家有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

2）獨(dú)立儲(chǔ)能調(diào)峰：鼓勵(lì)獨(dú)立儲(chǔ)能設(shè)施企業(yè)參與電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)。根據(jù)火電調(diào)峰報(bào)價(jià)，最低檔不超過(guò)0.2元/kWh，最高檔不超過(guò)0.6元/kWh。

11、河北南網(wǎng)：聚合商約定時(shí)段調(diào)節(jié)容量不小于5MW/5MWh

第三方獨(dú)立主體參與調(diào)峰：根據(jù)《關(guān)于征求第三方獨(dú)立主體參與河北南網(wǎng)電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)方案與規(guī)則意見的函》，第三方獨(dú)立主體包括分布式、發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能裝置、電動(dòng)汽車(充電樁)、電采暖等負(fù)荷資源，第三方獨(dú)立主體約定時(shí)段調(diào)節(jié)容量不小于2MW/2MWh，聚合商約定時(shí)段調(diào)節(jié)容量不小于5MW/5MWh。 市場(chǎng)初期，上述主體獲得調(diào)峰服務(wù)費(fèi)用與中標(biāo)火電機(jī)組獲得調(diào)峰服務(wù)費(fèi)用統(tǒng)一按市場(chǎng)規(guī)則由新能源企業(yè)和未中標(biāo)火電機(jī)組分?jǐn)偂?br />
12、湖北：獨(dú)立儲(chǔ)能調(diào)峰

獨(dú)立儲(chǔ)能調(diào)峰：《湖北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則（試行）》， 鼓勵(lì)發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、獨(dú)立輔助服務(wù)提供商等投資建設(shè)電儲(chǔ)能設(shè)施。具備獨(dú)立計(jì)量裝置的電儲(chǔ)能設(shè)施以獨(dú)立市場(chǎng)主體身份參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)。 獨(dú)立儲(chǔ)能參與調(diào)峰要求充電功率1萬(wàn)千瓦及以上、持續(xù)充電時(shí)間4小時(shí)及以上，其充放電量的電價(jià)、結(jié)算按照國(guó)家相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。 電儲(chǔ)能交易模式為日前申報(bào)，日內(nèi)調(diào)用。由湖北省調(diào)根據(jù)電網(wǎng)運(yùn)行需要，根據(jù)日前競(jìng)價(jià)結(jié)果由低到高在日內(nèi)依次調(diào)用，出清價(jià)格為對(duì)應(yīng)儲(chǔ)能設(shè)施企業(yè)日前的申報(bào)價(jià)格。

13、山西：AGC調(diào)頻——申報(bào)價(jià)格為5-10元/MW

獨(dú)立儲(chǔ)能調(diào)峰：根據(jù)《山西獨(dú)立儲(chǔ)能和用戶可控負(fù)荷參與電力調(diào)峰市場(chǎng)交易實(shí)施細(xì)則（試行）》，獨(dú)立儲(chǔ)能電站準(zhǔn)入門檻不小于20MW/40MWh。

其中獨(dú)立儲(chǔ)能市場(chǎng)主體申報(bào)價(jià)格從意見稿中的750元-950元/MWh改為按照火電機(jī)組參與電力調(diào)峰交易末檔區(qū)間執(zhí)行。

AGC調(diào)頻：申報(bào)價(jià)格為5-10元/MW。

14、蒙西：AGC調(diào)頻——2-12元/MW

12月30日，國(guó)家能源局華北能監(jiān)局印發(fā)關(guān)于修訂《蒙西電力市場(chǎng)調(diào)頻輔助服務(wù)交易實(shí)施細(xì)則（試行）》部分條款。

1）調(diào)頻里程申報(bào)價(jià)格由6-15元/MW調(diào)整為2-12元/MW。

2）調(diào)頻補(bǔ)償計(jì)算公式中綜合性能指標(biāo)進(jìn)行開根號(hào)處理。

3）調(diào)頻性能指標(biāo)K1上限設(shè)置為5。

4）綜合調(diào)頻性能歸一化調(diào)節(jié)系數(shù)由1調(diào)整為0.8。

15、京津唐：AGC調(diào)頻0—12元/MW

京津唐電網(wǎng)目前沒(méi)有開展市場(chǎng)化的競(jìng)價(jià)來(lái)決定服務(wù)提供者。調(diào)度機(jī)構(gòu)依據(jù)機(jī)組的調(diào)節(jié)性能，優(yōu)先選用性能領(lǐng)先的機(jī)組，以周為周期，每周五公布下周的調(diào)用機(jī)組。具體的調(diào)用數(shù)量，依據(jù)市場(chǎng)需求，以及調(diào)度習(xí)慣決定。

16、浙江：電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)補(bǔ)償費(fèi)用分為基本補(bǔ)償和調(diào)用補(bǔ)償兩類

1）電化學(xué)電站可作為安徽省電力調(diào)峰輔助服務(wù)的市場(chǎng)主體（可被電力調(diào)度機(jī)構(gòu)管轄，接入35千伏電壓等級(jí)）。

2）電儲(chǔ)能調(diào)峰的定義：電網(wǎng)調(diào)峰能力不足時(shí)，電儲(chǔ)能設(shè)施根據(jù)調(diào)度指令，減少放電電功率或者增加充電功率。

3）電儲(chǔ)能包括：電源側(cè)電儲(chǔ)能、負(fù)荷側(cè)電儲(chǔ)能，或者公用電儲(chǔ)能。

4）火儲(chǔ)聯(lián)合的電儲(chǔ)能：與機(jī)組聯(lián)合調(diào)峰，按深度調(diào)峰管理。

5）公用電儲(chǔ)能報(bào)價(jià)：分放電降功率、充電加功率兩種情況報(bào)價(jià)，充電加功率報(bào)價(jià)不低于放電降功率報(bào)價(jià)。深度調(diào)峰時(shí)，與燃煤機(jī)組同臺(tái)競(jìng)價(jià)。

17、甘肅：儲(chǔ)能調(diào)峰——不超過(guò)0.5元/kWh

2020年1月20日，甘肅能監(jiān)辦印發(fā)《甘肅省電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)暫行規(guī)則》（2020年修訂版）。

儲(chǔ)能調(diào)峰：不超過(guò)0.5元/kWh。在新能源場(chǎng)站計(jì)量出口內(nèi)建有儲(chǔ)能設(shè)施的新能源場(chǎng)站稱為儲(chǔ)能新能源，且電儲(chǔ)能設(shè)施與新能源場(chǎng)站視為整體，儲(chǔ)能充電能力在棄風(fēng)棄光時(shí)優(yōu)先使用，此部分充電電量視為新能源場(chǎng)站增量電量。在新能源場(chǎng)站或虛擬電廠中的儲(chǔ)能設(shè)施參與調(diào)峰輔助服務(wù)交易，申報(bào)價(jià)格上限0.5元/千瓦時(shí)。

AGC調(diào)頻：0-15元/MW。按每天96個(gè)點(diǎn)進(jìn)行報(bào)價(jià)（每15分鐘一個(gè)調(diào)節(jié)周期），報(bào)價(jià)范圍為0-15元/MW，最小申報(bào)單位0.1元/MW，火電廠、水電廠、電儲(chǔ)能資源均可參與申報(bào)調(diào)頻里程價(jià)格。

18、云南：AGC調(diào)頻——0-15元/MW

2020年9月21日，國(guó)家能源局云南能監(jiān)辦發(fā)布了“關(guān)于印發(fā)《云南調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則（試行）》的通知”。AGC調(diào)頻市場(chǎng)補(bǔ)償分為里程補(bǔ)償與容量補(bǔ)償兩部分，其中未中標(biāo)、未被調(diào)用的發(fā)電單元，容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為4元/MW，中標(biāo)、或因電網(wǎng)需求被調(diào)用的發(fā)電單元，容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為5元/MW；里程報(bào)價(jià)上下限為3元-8元/MW，最小申報(bào)單位0.1元/MW。

19、四川：AGC調(diào)頻——不超過(guò)50元/MWh

2019年5月四川能監(jiān)辦正式印發(fā)《四川自動(dòng)發(fā)電控制輔助服務(wù)市場(chǎng)交易細(xì)則（試行）》，要求綜合調(diào)節(jié)性能指標(biāo)k大于1的發(fā)電單元必須參與申報(bào)AGC輔助服務(wù)市場(chǎng)，綜合調(diào)節(jié)性能指標(biāo)k大于2的發(fā)電單元必須參與申報(bào)全網(wǎng)控制區(qū)。申報(bào)補(bǔ)償價(jià)格最小單位0.1元/MWh，上限50元/MWh。

原標(biāo)題： 2021年19省儲(chǔ)能調(diào)峰、調(diào)頻政策與費(fèi)用一覽