1.1.2 地方性政策

在国家政策的引导下，各省、市地区也积极发布相关政策，推动储能产业发展。本节将依照国家在储能重点方向发布的政策，对地方相应政策进行梳理。与此同时对大力开展储能发展的部分地区进行单独分析。

1.储能发展重点方向

（1）新能源配储

为落实国家能源发展战略，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，各地加快煤电油气风光储一体化示范，根据在气候雄心峰会上给出的中国2030年碳达峰目标，风电、太阳能发电总装机容量需要达到12×108kW以上，而目前风电、光伏并网装机均达到2.2×108kW，合计约为4.5×108kW，仍有近7.5×108kW的装机差额。对此，为响应国家号召[106]，国家电力投资集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司等也均给出了碳达峰的具体时间节点和新能源装机目标（见表1-13），储能作为新能源并网的前置条件，其重要性日益凸显。

除了各大发电集团积极响应国家号召外，各省、自治区、直辖市也随之开展新能源建设，光伏、风力发电装机量都得到大幅度提升（具体见表1-14）。大量可再生能源的增长对储能配置有了新的要求，河北、内蒙古、天津、安徽、新疆、广西等地对风光装机规模要求都已达吉瓦级以上，其他各省装机规模也几乎都在吉瓦级以上。

在各个地区公布的规划和建议中，目前已有多个省份发布有关“碳中和、碳达峰”在能源领域的文件政策，并推动建设了一批“可再生能源发电+储能”的典型示范工程。

2020年开始，多个省市新能源政策陆续出台（见表1-15），激励可再生能源场站配置储能。

2021年，部分地方采取强配储能推进双碳目标、高效利用新能源（见表1-16）。

2021年2月，国网吉林电力建设源网荷储协同互动示范工程，这是组织的第三次针对蓄热式电采暖用户的交易。截至2020年年底，吉林省蓄热式电采暖负荷容量已达69万kW，占全省最大供电负荷的6.5%。吉林省通过建立中长期与短期相结合的带曲线的交易模式，引导电采暖用户在风电富余时集中用能，发挥“源网荷储”协同互动示范实践效能。2021年4月，云南省能源局指出，云南能源将以碳达峰碳中和示范省、新型电力系统建设试点省、金沙江下游风光水储一体化国家级示范工程、澜沧江中下游风光水储一体化国家级示范基地为目标，不断推进可再生能源发电装机利用率，持续做大做强清洁能源。2021年6月，湖南电网二期电池储能示范工程竣工，该示范工程包含4座储能电站，总规模达6万kW/12万kW·h，投运后将与一期储能电站示范工程共同服务电网。届时，将显著提升湖南地区新能源消纳能力和供电可靠性与灵活性，同时为夏季用电高峰的平稳供电提供有力的保障；同月，新疆发展改革委“十四五”规划提出：推进风光水储一体化清洁能源发电示范工程，推动建设哈密北千万千瓦级新能源基地和南疆环塔里木千万千瓦级清洁能源供应保障区，建设新能源平价上网项目示范区。推进风光水火储一体化清洁能源发电示范项目，开展智能光伏试点。2021年7月，陕西省工信厅发布《2021年全省工业稳增长促投资若干措施》，强调将加快发展太阳能、风力等可再生能源发电，推动陕北—湖北配套光伏、风电项目建设，积极谋划集中式储能项目；同月，宁夏回族自治区发展改革委发布储能政策，明确配置原则，支持储能项目投运，陕西、新疆、青海、宁夏、甘肃河西5市等富含风光资源地区给出的储能配比均在10%以上，配置时长均在两小时及以上，保障充分实现新能源消纳；广西通过建立储能评分系统，鼓励增加储能配置比，为储能行业的发展创造有利条件。此外，各省市还出台了各项政策，落实示范项目优先落地机制，例如，鄂能源新能〔2021〕44号《湖北省能源局关于2021年平价新能源项目开发有关事项的通知》提出，将优先支持源网荷储和多能互补百万千瓦基地等新能源项目建设。山东省将储能发展作为新型电力系统的重要支撑，出台实施优先调用储能、配储风光电站，优先并网消纳、调峰调频优先发电量计划奖励、充放电量“平进平出”等支持政策。山东省发布的2021年储能试点示范项目名单，为推动储能在电源侧、电网侧和用户侧协同发展，以及在提升电力系统调节能力、保障电网安全稳定运行、促进清洁能源消纳等方面发挥了有效作用。此外，福建、青海、浙江、西藏等地也相继开展储能方面示范工程的建设与投运，各个地区结合当地可再生能源情况，积极探索“光伏发电+储能”与“风力发电+储能”的灵活性运用，对电力系统的稳定运行和碳中和目标的实现具有重要意义。

（2）商业化推进

1）电力系统辅助服务市场：目前，能源行业对于储能的认知度不断提升[107]。从电力市场改革到“十三五”规划纲要，再到《关于推动电储能参与“三北”地区调峰辅助服务工作的通知（征求意见稿）》等，多个政策提及储能，也代表了国家宏观层面对于储能行业的认可和支持。2017年，电力辅助服务新政成为国内电力市场改革的热点，东北、江苏、山东陆续发布实施本省的电力辅助服务市场运营规则，2017—2019年电力辅助服务政策如表1-17所示，其中有文件明确指出储能电站的建设标准、补偿结算办法等。除此之外，新疆已经发布了征求意见稿，山西和福建两省正在积极筹划。2020—2021年电力辅助服务相关政策如表1-18所示。

如此密集的电力辅助服务新政出台频次，足见国家对电力辅助服务的重视。

除了密集的电力辅助服务政策外，各地区各公司也积极开展相关示范工程建设。2019年4月，国网青海省电力公司联合鲁能集团青海分公司、国电龙源青海分公司、国投新能源投资有限公司，四家企业就实施共享储能调峰辅助市场化交易达成共识，并且已于同年4月下旬建立了富余光伏与共享储能的联合试点交易。这标志着青海共享储能调峰辅助服务市场试点启动。在短短10天的时间内，在该试点共计完成充换电量80.36万kW·h，放电量65.8万kW·h，储能综合转换效率达到81.9%。根据该试点数据推算，经过共享储能调峰的光伏发电站年利用小时数可增加180h，即利润可达2250万元人民币。8月22日，由华润电力（海丰）有限公司与深圳市科陆电子科技股份有限公司合作的30MW储能辅助调频项目正式开工。该项目位于广东省汕尾市海丰县小漠镇大澳村，旨在为华润海丰公司百万机组建立规模达到30MW/14.93MW·h的辅助调频系统。小漠电厂AGC调频储能项目完工后将成为国内储能规模最大的储能调频项目。该项目通过利用安全性能高的磷酸铁钛电池，首次在百万发电组成功实验了辅助AGC调频功能以及精确至毫秒级的广域直控技术，将调频综合性能K_p值提高至2左右。不仅为电网稳定提供高质量的AGC调频服务[108]，丰富了储能应用场景，而且还带来了可观的调频补偿利润[109]。9月23日零时，顺利完成30天试运行的湖南华润电力鲤鱼江有限公司（下称“鲤鱼江公司”）储能调频项目正式投入商业运营，正式成为国内首个由发电厂自主投资建立运维的项目。华润鲤鱼江AGC调频储能项目建立了规模为12MW/6MW·h的磷酸铁锂电池储能调频系统[110]，通过利用自主研发的灵犀能量管理系统（LEMS），分段接入两台机组厂用6kV母线，该项目可同时配合单机、双机三种运行模式下进行辅助调频[111]。华润鲤鱼江AGC调频储能项目的投运意义重大，它不仅第一个将储能联合调频系统应用于南方电网直调机组，还首次将储能技术投运于厂级AGC调频模式。在给电网提供优质的调频服务的同时，更为鲤鱼江公司获得了不错的收益。

2）电价改革：储能能有效解决新能源弃风弃光和电网本身调峰能力不足的问题，随着“30.60”目标的提出，可再生能源飞速发展，新能源配储迫在眉睫。新能源配储不仅必要，还具备经济性[112]。通过制定合理的充放电策略不仅可以有效避免弃风弃光，还可以通过参与提供调峰、调频等电力辅助服务，获取响应收益。其中，需求响应（Demand Response）是指电力用户根据价格信号或激励机制做出响应，改变固有习惯用电模式的行为，具体分为价格型需求响应、激励型需求响应两种。2017年11月，国家能源局发布《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》（下称“方案”），明确了全面推进电力辅助服务补偿（市场）工作主要目标和主要任务，自2017年至2020年分3阶段进行实施。其中，第二阶段的任务是建立电力用户参与电力辅助服务分担共享机制，其亮点在于《方案》鼓励“电力用户参与提供电力辅助服务，签订带负荷曲线的电力直接交易合同”。这也就创造了对辅助服务的市场需求，从而为用户需求响应和储能参与电力市场创造了条件。江苏、上海、河南和山东等地已成功实施电力需求响应，表1-19所示为近年储能在电力需求响应上的应用案例。电力需求响应政策如表1-20所示。其中，山东创新性地采用了单边集中竞价方式确定客户补偿价格，根据客户响应比例优化补偿系数，充分调动用户参与积极性，推动用户负荷管理水平持续提升。得益于需求响应的成功实施，2019年河南、广东、山东也相继出台了电力需求响应的补贴规则，为需求响应的发展添砖加瓦。

2018年3月国务院指示一般工商业电价将平均降低10%。2019年3月一般工商业电价继续降低10%[113-114]，其中江苏省的两次连续降价后峰谷电价差已经跌破0.8元/kW·h。在连续降价的背景下，储能行业获利的空间也进一步被压缩，据资料分析，峰谷差价大于0.7元/kW·h便可以有收益[115]。

2018年7月2日，国家发展改革委还印发了《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》，旨在为电储能设施参与削峰填谷增加补贴。目前，已有江苏、广东、山东、贵州、甘肃、四川等地先后转发了该文件，表示将加大峰谷电价支持力度，绿色发展价格机制汇总如表1-21所示。同月，南方能监局印发《广西电力调峰辅助服务交易规则（征求意见稿）》。文件提出需求侧调峰务，对于参与响应的需求侧用户，会获得相应的收益。

2021年7月，国家发展改革委发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，完善了现行分时电价机制，各地也进一步出台了相应政策[116]，细化电价（见表1-22），同时完善分时电价机制，拉大峰谷价差，从技术变革以及政策层层加码，都在经济性方面鼓励发展储能行业[117]，如图1-10所示。

各省均根据各地用电情况，在不同程度上拉大峰谷价差电价，优化时段划分，从经济方面促进用户侧储能的发展。从图1-10中可以看出，各省市峰谷平电价比基本稳定在1.5:1:0.5，部分发达地区，如广东、重庆等峰谷平电价比会更高，根据浙江省最新政策浙发改价格〔2021〕341号《省发展改革委关于进一步完善我省分时电价政策有关事项的通知》中，对大工业行业进一步拉大峰谷电价差，限制大工业企业用电，通过此项政策为大工业企业安装储能设施带来可观的收益，促进储能行业在用户侧的发展[118]。优化峰谷电价机制、出台尖峰电价机制，有利于充分发挥电价信号作用，引导用户侧合理配置储能，保障电力系统安全稳定运行[119-122]。

3）电池梯次回收体系：随着新能源汽车的不断增加，动力电池回收变得越来越迫切。2019年，河北保定开展了梯次回收行动，并且着手建立针对蓄电池回收的企业试点工程。7月，北京市经信局、天津市工信局和河北省工信厅联合印发通知，公布了京津冀地区新能源汽车动力电池回收利用试点示范项目名单，共计18个项目。其中，保定市有1个项目入围，该项目为长城汽车股份有限公司、蜂巢能源科技有限公司、保定长城报废汽车拆解有限公司共同申报的动力蓄电池全生命周期产业链建设项目。同时，河北政府还发布了关于蓄电池生产企业报名建设废铅蓄电池回收体系设点单位的公告。公告中提出，对于生产铅酸蓄电池的企业，凡达到省内规模以上，需着手建立追踪电池生命周期的跟踪系统。同时，生产铅酸蓄电池的企业应通过自主回收、联合回收或委托回收方式，在各企业自有的销售渠道或专业企业在消费末端建立的网络中回收利用铅酸蓄电池。此外，公告还强调，今后的废电池收集站将依据是否属于生产性分为两类废蓄电池收集站。

2019年9月，四川遂宁市印发《遂宁市支持锂电产业发展的若干政策》，政策提出将对第一次把储能电池运用在铁塔、电信、移动、联通公司及国家电网采购体系的锂离子电池企业给予奖励，由市财政一次性奖励10万元。可以看出四川政府对于储能电池发展的支持力度之大。此外，四川遂宁政府还出台六大方面共计21条奖补措施，分别涉及锂电企业的投资建设、锂电企业的品牌化、锂电企业的创新发展、锂电服务平台的建设等方面，该倾斜式的政策旨在推进四川遂宁“中国锂电之都”建设，从而打造垂直分工、合理布局的千亿级锂电材料及其应用产业的集群聚集区。早在2015年年初，南京江北储能电站已破土动工。该储能电站的规模在江苏全省电力第二批电网侧储能十个项目中位列第一，达到了130.88MW/268.6MW·h。在该储能电站中，不仅拥有110.88MW/193.6MW·h的集中式锂电储能，还包括20MW/75MW·h用于梯次利用的储能电站。

（3）规模化发展

新能源发电占比不断升高[123]，其附带的发电随机性、波动性对电网产生了不可忽视的影响。因此，为增加储能在电网中的占比，国家五部委联合颁布近40余项储能相关的政策，青海、河南、湖南、新疆等多地明确发布关于新能源配套储能政策文件，且大多为新能源加装10%～25%配套储能的激励政策[124]，对兆瓦级及百兆瓦级电化学储能电站的落地有积极推进作用[125-126]，部分典型示范工程如表1-23所示。如平抑波动和峰荷管理等应用场景对储能性能的要求如表1-24所示。

从表1-23展示的兆瓦级以及百兆瓦级电化学储能电站示范工程可以看出，近年来储能产业发展势头十分凶猛，自“十三五”期间储能进入商业化初期，研发了一批重大关键技术与核心装备，形成了许多重点技术规范和标准，建成了一批不同技术类型、不同应用场景的试点项目[127]，完成了由兆瓦级向百兆瓦级电化学储能电站的转变，而在“十四五”期间，电化学储能的应用将更为广泛，形成完整的产业、完善的技术和标准体系，形成有国际竞争力的市场主体。目前，我国兆瓦级及百兆瓦级电化学储能电站的发展方向主要表现在扩展电化学储能电站应用场景；开发低成本、高性能的新型储能电池；安全合理地提升电化学储能电站规模，以便响应多种服务需求。

作为电网的优质大容量调节资源，吉瓦级电化学储能电站可以实现多功能多时段复用。从功能角度分析，调压对吉瓦级电化学储能电站剩余电量无要求，调频要求电化学储能电站剩余电量不低于阈值，而调峰对剩余电量的要求较高；从时间尺度分析，电网需要调峰、调压以及调频的时间段各不相同，因此储能可以实现不同时段、不同功能复用，将电网设备的利用效益最大化[128]。吉瓦级电化学储能电站具有十分广阔的发展空间，目前国内已有对于吉瓦级电站的规划，青海海西州计划在格尔木、乌图美仁等多地区部署建设1GW/2GW·h电化学储能电站，河南、山西、福建、云南、内蒙古等地也已经对吉瓦级电化学储能电站的可行性进行讨论并进入了部署阶段。

1）吉瓦级电化学储能电站电网侧应用：

①电网安全保障：随着特高压直流输电的建设以及新能源发电的飞速增长，电网整体构架发生改变，电网调节能力不断下降，因此安全运行面临重大挑战[129]，而电网侧大规模储能可有效缓解此问题。吉瓦级电化学储能电站通过接收上级调度可以与新能源发电站之间协调控制，有利于新能源发电并网过程中的暂态频率响应特性；同时，储能装置的电压及无功快速调节能力可实现就地无功功率补偿，缓解可再生能源并网导致的电压波动问题[130]。如青海、新疆等新能源依赖性较强的地区，区域配电网波动相对较大，百兆瓦级电化学储能电站无法满足其新能源并网对储能的需求，因此需要建设吉瓦级电化学储能电站，通过统一调度的大容量有功、无功调节资源，在风电、光伏电站等场站范围较广的新能源发电站区域内进行有功、无功补偿，保证区域电网的电压、频率波动在安全阈值内。

②电网频率调节：储能系统具有与优质调频资源相同的特征功能，因此可利用大规模储能技术辅助电网调频[131]，随着新能源比例的增大，调频资源缺口也日益增大[132]。目前的调频主体依靠火电机组调频器以及调相器进行一次及二次调频，但对于AGC指令的跟踪具有一定时延。相比之下，吉瓦级储能作为调频资源，其容量足够大，运行成本远小于常规调频电源，且其作为调频资源具备快速响应能力，可以将频率波动对电网的影响降至最小[133]。当吉瓦级电化学储能电站出现后，其容量可以追赶传统调频发电机组，因此吉瓦级电化学储能电站存在成为调频主体的潜力。一旦吉瓦级电化学储能电站作为调频主体的技术实现，吉瓦级电化学储能电站在电网的频率调节领域将具有极其广阔的应用潜力。

③电网峰谷调节：吉瓦级电化学储能电站还可以对电网提供调峰服务[133-134]。吉瓦级电化学储能电站的规模巨大，足以提供电网级别的电能储备服务，在电网的负荷低谷期储备电能，在负荷高峰期释放电能支撑电网运行，提升电网运行稳定性的同时增加了电网经济效益。目前已有多省份出台了储能提供电网调峰服务的规定，大部分省份要求调峰的容量为10MW/40MW·h，且各省交易模式与价格也存在较大差异，如表1-25所示。

可以看出，吉瓦级电化学储能电站应用于电网调峰已经有一定的政策基础[135]，与火电机组联合调峰模式最为普遍[136]，各省份均涉及；青海调峰补偿暂定0.5元/kW·h[137]，新疆发电侧调峰补偿为0.55元/kW·h[138]；竞价调峰在青海、甘肃等地施行[139]；宁夏为代表的储能与新能源双边交易，协商价格交易模式[140]；启停调峰以江苏为代表，储能不参与报价，其工作指标由相关部分给定。吉瓦级电化学储能电站示范工程落地后，对电网有较强的支撑能力，其调峰容量较大，可在提供调频等服务的同时辅助电网调峰。典型储能参与调峰的服务机制如图1-11所示。

制定适合吉瓦级电化学储能电站的调峰机制，可以缓解电网负荷压力，充分发挥吉瓦级电化学储能电站的调峰能力，缓解电网负荷峰谷期电力缺口。

2）吉瓦级电化学储能电站发电侧应用：由于风力发电[141]、光伏发电等形式均依赖于如光照强度、风力大小等随机性较强的自然资源，其发电波动性较大[142-143]。另外，风力发电与光伏发电场站往往集中于同一区域，导致部分新能源发达城市区域电网负荷峰谷期电力波动较大。随着新能源占比不断提高，多个百兆瓦级电化学储能电站由于无法协同调度，在区域电网层面进行调用较为困难。建设吉瓦级电化学储能电站可以在负荷低谷期储存多余的电能，在负荷高峰期释放电化学储能电站储蓄的能量，从而在时间尺度上转移电能，缓解了新能源发电并网所带来的随机性与波动性问题[144]。由于吉瓦级电化学储能电站可以协同调度，因此对于区域电网的支撑能力以及其电能转移能力远大于多个百兆瓦级电化学储能电站。吉瓦级电化学储能电站是未来新能源高渗透率局面下[145]解决新能源消纳问题、稳定电网波动、保障电网安全的最佳选择之一[146]。

（4）多场景应用

由于我国的能源中心和电力负荷中心距离跨度大，电力系统一直遵循着大电网、大机组的发展方向，按照集中输配模式运行。随着可再生能源的飞速发展和社会对电能质量要求的不断提高，储能技术应用前景广阔。在电源侧、电网侧、用户侧以及微网中的各应用场景中，储能发挥的功能及其对电力系统的作用各不相同。

2019年，南方电网公司和国家电网公司都发布了有关储能的政策，其中，南方电网的《电网公司关于促进电化学储能发展的指导意见》将储能作为推进电力发展的重要技术，要大力发展储能技术，保证电力系统稳定运行。国家电网的《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》确定了下属公司发展储能的重点[147-148]。南方电网和国家电网政策对比如表1-26所示。

1）电网侧：相较于早已大规模应用的电源侧以及用户侧储能系统，电网侧储能在2018年发展迅速，但在2019年，电网侧储能的发展速度开始降低，造成这种现象的主要原因是，2019年4月，国家发展改革委发布了《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》：抽水蓄能电站与电储能设施被列入与电网企业输配电业务无关的费用而被排除在电网输配电管理之外。储能系统不作为输配电的组成部分，会影响电网企业投资储能电站的积极性，从而在一定程度将延缓电网侧储能的发展步伐，但是具体来看，在江苏、河南、湖南等几地建设的电网侧储能项目，相较于发电侧和用户侧通常几兆瓦十几兆瓦的规模，项目往往达到百兆瓦级，规模集聚效应也就比较明显。从覆盖面来看，电网侧储能电站的建设已经在国内诸多地区广泛铺开，发展的速度也相对平稳，从储能的发展时间和基础来看，虽然储能技术属于刚刚起步，基础薄弱，市场机制建设还明显落后于产业应用的速度，但是国内已经有相应的法律法规来保障市场机制，无论是发电侧、用电侧还是电网侧，目前都属于平稳发展的状态。

目前已经建设投运的储能电站，都是通过电网租赁的方式实现电网管理，就电池储能系统影响因素来说，与技术经济性水平、市场环境、政策密切相关[149]。江苏、河南等地大力度建设储能项目，跟其电网结构和电力运行特性有关。江苏镇江电网侧百MW级储能电站采用“分布式建设、集中式控制”建设原则，利用退役变电站、在运变电站空余场地等，分8个站址建设了储能子站，并接入了统一的控制器，运行策略主要采用AGC模式，设定响应优先级为：紧急功率控制＞一次调频＞AGC，大幅提升了江苏电网频率考核指标；河南电网100MW电池储能示范工程项目，采用精准切负荷控制系统，不仅可以实现自身负荷的精准切除，而且还可实现跨省调用模式，验证了省间储能资源整合配置的可行性，充分利用储能电站双向调节、响应快速、控制精准的本质属性，通过跨省调用辅助服务，对湖北、江西等电网实现了紧急支援，实现了区域电网储能资源共享利用，提升了华中电网安全、稳定运行水平；福建晋江储能电站试点项目（30MW/108MW·h）由当地电网纳入统一调度，为附近3个220kV重负荷变电站提供调峰调频辅助服务，变电站的平均负载率以及区域电网的利用效率得到了大幅提升；规划建设中的青海格尔木32MW/64MW·h电网侧储能电站采用全市场化运营的共享商业模式，验证储能电站解决周边地区新能源场站弃光、弃风问题的技术可行性，为电网侧储能电站的市场化运营进行有益尝试。基于对电网侧储能系统的技术研究的不断深入，不仅将储能电池的利用效率达到最高，不造成能源浪费，节约了能源，提高了经济利益。同时，随着储能技术的不断进步和各项政策的有序推进，电网侧储能从运营模式、功能定位、投资主体上不断演化，逐步走向成熟。在我国目前能源紧缺的情况下，提高了我国的能源结构调整的合理性以及适用性。

2）分布式光伏：为促进新能源消纳，并增强电力系统的调峰、调频能力，各地区接连响应政府出台的光伏优先支持政策和要求光伏电站加配储能，具体如表1-27所示。

除了传统的光伏电站配储外，“十四五”期间国家强调，要在用户侧灵活多样地配置新型储能支撑分布式供能系统建设，为用户提供定制化用能服务，提升用户灵活调节能力。2021年9月，国能综通新能〔2021〕84号《国家能源局综合司关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》正式下发，在《通知》的引导下，各省积极响应国家政策，相继出台发布开展屋顶分布式光伏的政策。目前国家能源局关于该项目的试点名单共包含676个县，文件要求各地电网企业要在电网承载力分析的基础上，配合做好省级电力规划和试点县建设方案，充分考虑分布式光伏大规模接入的需要，积极做好相关县（市、区）电网规划，加强县（市、区）配电网建设改造，做好屋顶分布式光伏接网服务和调控运行管理[150]。

2.储能发展重点地区

（1）江苏

1）电力系统辅助服务：江苏省为华东区域省级代表地区，在电力系统辅助服务市场方面已进入建设的关键阶段，江苏省通过市场化手段积极建设调峰资源优化配置设施，增强电网安全稳定运行机制，增加辅助服务产品品种，推进中长期备用市场建设。

①有偿调峰服务补偿：

a.针对基础调峰，当常规调峰出力少于额定值的一半时，相比深度调峰出力多出的那部分电量应遵循150元/MW·h的补偿规则进行补偿。

b.针对要求基础发电机在三天内能够进行启动/停止调峰的情况，遵循1000元/MW的补偿规则实施。

c.针对要求燃气火电机在两天内完成启停调峰一次的情况，在燃气供应充足的条件下，遵循100元/MW的补偿规则进行实施。

②自动发电控制（AGC）服务补偿：

a.自动发电控制（AGC）服务的补偿费用遵循的计算规则与补偿标准、实测调节速率、目标调节速率、可调容量和月度总投率有关。供热燃气遵循的每分钟获取的额定容量为非供热型的一半。

b.调用补偿是依据自动发电控制调节容量增加或者减少发出的电量来补偿的。其中，补偿电量的补偿量是调整后和预期发电曲线的积分值之差。调用补偿遵循50元/MW·h的补偿规则实施补偿。

③有偿无功服务补偿：

a.有偿无功服务按机组计量。

b.在满足电力调度的条件下的补偿标准：与迟相功率因数低于额定或进相功率因数低于0.98的电量进行比较，补偿金额为50元/Mvar·h。

c.火电、水电机组在不同工况条件下的补偿规则不相同。各机组启停调相一次补偿14元/MW。

d.在光伏、风电执行调度机构指令时，有偿无功服务的补偿费用为：补偿费用=调相运行补偿标准×机组调相运行时发出或吸收的无功电量。其中，按15元/MW·h进行补偿。

④自动电压控制（AVC）服务补偿：电力系统自动电压控制补偿服务满足调整参数和参数设定应满足相关规范要求，这种补偿服务收取的补偿费用计算方式为：补偿费用=机组容量×机组AVC投用时间×AVC补偿标准。

⑤旋转备用、热备用服务补偿：在已知备用容量和备用时间的条件下，补偿费用的计算方式为：补偿费用=备用容量×备用时间×备用补偿标准。在运用过程中，水电厂采用的针对黑启动服务的补偿标准为6万元/月，其他为8万元/月。

2）电价改革：2019年9月，江苏发展改革委发布《江苏省分布式发电市场化交易规则（征求意见稿）》。文件指出，目前该省的分布式发电的市场化交易试点基本是以年度为周期的双边协商交易为主。交易过程主要是通过发电项目与邻近的电力用户之间自主协商交易电量、电价，之后再将双方同意后的方案进行安全核验，待核验通过即实现交易。然后再根据其交易的进展情况，适时开展挂牌交易以及集中竞价交易[151]。文件明确了分布式发电市场化交易的成交价格主要由市场主体通过双边协商达成，严禁第三方干预。发电项目的结算电价即为交易电价；电力用户的平段结算电度电价由交易电价、过网费、政府性基金及附加等构成。执行峰谷电价的电力用户参与市场交易时，继续执行峰谷电价，峰、谷电价按市场交易电价和目标电价的差值同幅增减。为规范电力用户侧执行峰谷分时电价损益的管理，省发展改革委可根据损益情况统筹考虑峰谷电价的调整。

（2）华北

华北地区采取的辅助服务补偿规则在6个方面分别进行分析：

1）有偿调峰服务：针对有偿调峰服务补偿的标准如表1-28所示。

2）自动发电控制（AGC）服务：针对自动发电控制（AGC）服务补偿标准为安装有自动发电装置的系统以调节深度和调节性能作为补偿参数进行补偿。

①AGC服务贡献日补偿费用：日补偿费用=日调节深度×调节性能指标×AGC调节性能补偿指标。其中，火电机组为15元/MW；水电机组为10元/MW。

②AGC辅助服务贡献月补偿费用：贡献月补偿费用为各贡献日补偿费用之和。

3）有偿无功服务补偿标准：

①满足电力调度的条件下的补偿标准：与迟相功率因数0.8或进相功率因数0.97进行比较，补偿金额为30元/Mvar·h。

②发电机组应遵循的补偿规则为：

a.调相运行启停费用补偿：

机组启停调相一次补偿14元/MW。

b.调相运行成本补偿：

调相运行成本的补偿费用的计算方法与江苏省相同。

4）自动电压控制（AVC）服务：针对自动电压控制标准服务的补偿费用计算方式为：补偿费用=[（机组调节合格率-98%）/（100%-98%）]×机组容量×补偿标准×机组投运时间。其中，补偿标准为0.1元/MW·h。

5）旋转备用服务：旋转备用服务补偿计算方式为：旋转备用服务采用日发电补偿，其中的标准发电补偿标准为10元/MW·h。

6）黑启动服务：黑启动辅助服务按6000元/天计算补偿费用。

（3）西北

西北地区辅助服务的补偿采用打分制补偿的方式。

1）一次调频服务补偿：电厂补偿标准依据的补偿参数为月度平均合格率。

每月的一次调频平均合格率为积分电量的实际值与理论值的百分比，并与机组类型有关。

不同机组类型的一次调频平均合格率要求如表1-29所示。

其中，遵循的补偿规则为高出1%即补偿5分。

2）有偿调峰服务补偿：

①机组深度调峰的补偿电量的计算方法为：补偿电量等于50%机组额定容量与机组实际有功出力之差在该时间范围内的积分。根据每万kW·h补偿3分的原则进行补偿。

②不同类型发电机组遵循调度指令在一定时间内实现启停调峰，其补偿规则如表1-30所示。

3）旋转备用服务补偿：在火电机组发电出力比额定出力的一半大且比最大可调出力小时，补偿电量为最大可调出力与实际值之差的积分值，其中补偿原则如表1-31所示。

如果发电机组无法达到可调出力的最高值时，当日旋转备用无法给予补偿。

4）自动发电控制（AGC）服务补偿：自动发电控制（AGC）服务补偿的三种补偿方式为可用率补偿、调节容量补偿和贡献电量补偿。

AGC补偿按机组计量。其中，三种补偿方式的补偿规则如表1-32所示。

5）自动电压控制（AVC补偿）：

①AVC补偿按机组计量。

②若设计的机组设置自动电压控制补偿，则补偿电量的计算为：补偿电量=（机组实际AVC调节合格率-99%）×机组容量×机组自动电压控制投运时间。

其中，按0.01分/万kW·h补偿。

6）有偿无功服务补偿：满足电力调度的条件下的补偿标准：与迟相功率因数0.85或进相功率因数0.97进行比较，其无功电量与机组的有功、无功出力有关，计算方式为

式中，P为机组有功出力，Q为无功出力。积分开始及结束时间t₁、t₂以电网调度机构EMS系统数据及相关运行记录为准。火电和水电机组分别遵循的补偿规则为1分/万kW·h和0.5分/万kW·h的规则进行补偿。

7）调停备用服务补偿：燃煤发电机组按照每日1分/万kW的补偿规则在停止运行七天时间内进行补偿。

8）黑启动服务补偿：以市场竞价的方式黑启动机组在调度范围内，针对水电机组、火电机组分别遵循5分/月和10分/月的补偿规则进行补偿。

9）稳控装置切机补偿：当稳控装置运行状态为减出力或切机时，运行结束后按照每万kW 20分/次进行补偿。稳控装置用来提高电力系统的送出能力为不能满足补偿标准的情况。

另外，新疆地区政策中另外提到的部分为：

①深度调峰交易：深度调峰交易过程中不同火电厂类型在不同时期的负荷率和报价上、下限情况如表1-33所示。

②电储能交易：电储能交易指储蓄设施在特定时段以物理或者化学的方式，能够将存储的能量在调峰交易时提供电量。可通过市场平台集中交易或双边协商确定交易价格后进行交易。当企业符合合同标准时，电网用户能够补偿费用的计算方法为：电储能设施交易补偿费用=成交电量总额×交易价格。当实际电量超出合约电量，若企业未按合同标准履行合约，则仅补偿合约电量部分；当实际电量少于合约电量，则补偿电量为储能用户低谷时间段的用电量。

（4）东北

东北辅助服务政策分析：

1）实时深度调峰交易：不同类型火电机组根据调峰速率指令要求提供实时服务，实时调整机组出力情况。

火电厂有偿调峰基准如表1-34所示。

实时深度调峰交易在不同时间的分档报价如表1-35所示。

不同时间段内，火电厂机组在两档电价条件下的深度调峰补偿费用的计算方法：

当省内负荷率高出调峰基准时，各类型电厂实行共同承担费用原则进行分摊。当火电厂机组比额定最小运行条件下的机组少时，遵循补偿费用为原补偿费用的一半来计算。

2）电储能调峰交易：电网的辅助服务采用电源或者负荷侧进行调峰服务，并可参与发电侧的辅助服务调峰市场。

电储能调峰交易采用双边交易的方式在一个月及以上范围内展开，交易上限为0.12元/kW·h，下限为0.1元/kW·h。

用户侧电储能设施的辅助服务补偿费用的计算方法为：

电储能设施获得的辅助服务费用=成交总电量×成交价格+调用电量总价格

签订双边合同的风电企业提供的辅助服务费用=成交总电量×成交价格

（5）南方

南方区域辅助服务政策主要以广东省辅助服务政策为典型进行总结梳理，广东省在辅助服务政策方面采取的补偿政策如下：

1）AGC（自动发电控制）服务实施补偿：电力调度机构遵循按日公布调频性能指标的平均值。当发电机运行期间发电机组最近的七日范围内综合调频性能指标的均值大于等于0.5时，可作为进入调频市场的基准。

①调节容量补偿费用=调节容量服务供应量×R₁（元/MW·h），其中，调节容量服务供应量即每日各调度时间段的容量服务供应量总和的每月累计值。如果没有投入自动发电控制，在该时间段内将不存在容量服务供应量。

②AGC投调频控制模式的调节电量补偿费用=自动发电控制调节电量×R₂。若在其他控制模式条件下，调节电量将不采取补偿措施。其中，AGC实际调节电量计算为实际发电量与预期发电量之差的绝对值总和。

2）深度调峰服务：不同类型机组启停调峰，每次采取的补偿标准如表1-36所示：

3）有偿旋转备用服务：火力发电机组的有偿旋转备用服务补偿标准均为：若电厂申报的最高可调整出力高于实际出力时，两者之差对时间的积分遵循高峰补偿R₄元/MW·h，在低谷补偿0.5×R₄元/MW·h。

（6）山东

电力系统辅助服务：2019年11月，位于山东省菏泽市东明100MW的储能电站项目正在进行储能相关设备采购，这意味着继江苏、河南、湖南之后，山东也将迎来百兆瓦储能电站项目。在11月11日，山东能监办印发《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）》修订稿，修订版本的运营规则于11月15日起正式执行。这是2019年山东能监办对电力辅助服务市场运行规则进行的第二次修订，主要涉及有偿调峰和AGC[152]，市场交易方式为日前组织、日内调整[153]。相比2019年3月修订版，此次修订版本提高了停机调峰，将其由270元/MW·h调整为400元/MW·h，在AGC最高上限方面，则依然维持6元/MW。此外，为了解决光伏平价上网项目电网接入问题，山东省能源局发布《关于做好我省光伏平价上网项目电网接入工作的通知》，其中针对该省调峰压力较大的情况给出解决方案，即鼓励初具规模的集中式光伏电站自主配备储能设施，以减少弃光风险。同时还强调，为建立辅助服务补偿新机制，充分发挥市场对资源分配的灵活性和引导性，使得电力系统保持稳定运行，激励风电、光伏发电、核电等清洁能源消纳[154]。

（7）甘肃

电力系统辅助服务：2019年10月，甘肃能源监管办也正式印发了《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（暂行）》，规则中涉及的调峰辅助服务是指并网发电机组或电储能装置、需求侧资源按照电网需求调峰。文件旨在规范建设电储能项目的供应商应满足其充电功率在1万kW及以上、持续充电时间4h以上，并且发电机组、需求侧资源、电储能等各类市场主体参与深度调峰时，电力调度机构根据电网运行需要，按照日前竞价结果统一由低到高依次调用。该文件的制定不仅致力于满足调峰辅助服务市场需求，更进一步推动甘肃电力市场建设，完善辅助服务市场机制，通过建设与现货市场配套衔接的调频市场使得辅助服务市场越加完善。

（8）安徽

新能源配储：2021年7月12日，安徽发展改革委印发《安徽省电力供应保障三年行动方案（2022—2024年）》，文件提出，要结合全省集中式新能源项目布局，积极推动全省电化学储能建设，鼓励电网侧储能项目建设，提高系统调节能力，要积极推动灵活性电源建设，新增电力顶峰能力400万kW，其中应急备用电源120万kW、气电160万kW、储能120万kW；7月20日，安徽省经济和信息化厅、安徽省发展和改革委员会、安徽省住房和城乡建设厅、安徽省能源局共同印发《安徽省光伏产业发展行动计划（2021—2023年）》的通知，通知要求，加强储能电池产品布局，推动光储一体化发展；加大系统解决方案开发，形成储能系统辅助光伏并网、电力调频调峰、需求侧响应、微电网等多种系统解决方案。