——访厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强
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。”
记者：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。
记者：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。
记者：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。
记者：《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%。
