收益重構！湖南輔助服務市場改革，重塑行業(yè)發(fā)展新格局

中國儲能網訊：在雙碳目標引領的能源轉型浪潮中，風電、光伏等新能源的大規(guī)模裝機正重塑電力系統(tǒng)格局。然而，風光發(fā)電的波動性與間歇性給電網安全穩(wěn)定運行帶來嚴峻挑戰(zhàn)，亟需儲能、虛擬電廠等靈活調節(jié)資源維持電力供需平衡。

在此背景下，不久前，國家能源局湖南監(jiān)管辦公室于發(fā)布《湖南電力輔助服務管理實施細則（征求意見稿）》（以下簡稱“《輔助服務管理實施細則》”）。

值得注意的是，湖南電力輔助服務市場起步較早。早在2020年5月，國家能源局湖南監(jiān)管辦正式啟動湖南省電力輔助服務市場模擬運行，拉開了市場化調節(jié)資源配置的序幕。2021年湖南電力調峰輔助服務市場正式運行；今年10月底，湖南電力現貨與調頻輔助服務市場進入連續(xù)結算試運行，調峰輔助服務市場不再并行，標志著湖南電力市場建設邁入精細化運營的新階段。

此次《輔助服務管理實施細則》的出臺，正是對這一發(fā)展進程的深化與完善，其核心目標在于通過價格機制創(chuàng)新，構建彈性輔助服務體系，激發(fā)儲能、虛擬電廠等靈活資源參與積極性，保障湖南電力系統(tǒng)安全、優(yōu)質、經濟運行及電力市場有序運營，促進源網荷儲協(xié)調發(fā)展，同時也為全國提供可復制的經驗。

湖南儲能市場，高速增長下的“成長煩惱”

近年來，湖南新型儲能發(fā)展表現不俗。數據顯示，2023年底，湖南新能源裝機首次超過水電成為全省第二大電源；同年，全省新型儲能裝機達到266萬千瓦，較2022年底增長超300%。

2024年，湖南持續(xù)推進能源逐“綠”行動，截至12月底，全省風電、光伏發(fā)電裝機達2982萬千瓦，歷史性超過傳統(tǒng)火電成為第一大裝機主體。同時，湖南不斷完善“新能源+儲能”融合發(fā)展機制，規(guī)范新型儲能項目建設管理，推進試點示范項目落地。截至2024年12月底，全省新型儲能裝機達286萬千瓦。到了今年10月，全省新型儲能總裝機容量已達624萬千瓦時。

湖南儲能產業(yè)的高速發(fā)展，離不開完善的產業(yè)鏈支撐與優(yōu)越的資源稟賦。湖南擁有豐富的鎳、鈷、錳、鋰、鈉等有色金屬資源，為鋰電產業(yè)發(fā)展提供了充足的原材料保障；長沙擁有世界級先進儲能材料產業(yè)制造業(yè)集群，常德建有先進儲能材料生產基地，湘潭、婁底、益陽等地也布局儲能產業(yè)基地，形成了多點支撐、協(xié)同發(fā)展的產業(yè)格局。

然而，在高速增長的背后，湖南儲能市場也面臨著“成長的煩惱”。2024年10月，湖南能源監(jiān)管辦對省內部分儲能電站開展現場調研。調研結果顯示，全省新型儲能電站收入普遍不及預期。與此同時，湖南能源監(jiān)管辦發(fā)文指出，隨著全省新能源裝機、電量規(guī)模不斷擴大，電力系統(tǒng)調峰壓力逐步凸顯。

彼時，針對上述問題，湖南能源監(jiān)管辦表示，將持續(xù)強化市場機制建設和監(jiān)管，確保電力現貨市場未運行期間調峰輔助服務平穩(wěn)運行；今年12月3日，湖南能源監(jiān)管辦召開新型儲能試點示范項目調度座談會，提出將持續(xù)強化試點示范項目實施情況監(jiān)管，建立常態(tài)化溝通協(xié)調機制，協(xié)同破解建設運行中的堵點難點問題，引導項目規(guī)范發(fā)展。

隨后，《湖南輔助服務管理實施細則》出臺，針對行業(yè)問題也提出了相應的解決方案。

收益重構：補償機制激活儲能市場活力

長期以來，湖南儲能電站的收益主要依賴調峰業(yè)務，調峰輔助服務市場成為新型儲能的核心收益來源。

湖南能源監(jiān)管辦數據顯示，2021年以來，在調峰輔助服務市場中，全省新型儲能累計提供調峰輔助服務電量18.5億千瓦時，獲取服務費3.45億元，調峰度電收益0.187元/千瓦時；與此同時，負荷側可調節(jié)資源參與調峰輔助服務累計增加消納低谷期新能源電量1.19億千瓦時，為可調節(jié)負荷提供收益超過3000萬元。

為了增強儲能電站的經濟性，《湖南輔助服務管理實施細則》又創(chuàng)新性地推出了基于調節(jié)效果的差異化補償方案，尤其是針對獨立儲能的調峰服務推出了突破性的充電補償機制。

文件明確提出：電力調度機構結合系統(tǒng)調峰需要調用，下達調度計劃（含調度指令）要求獨立新型儲能電站進入充電狀態(tài)時，對其充電電量進行補償，具體補償標準為H2×300（元/兆瓦時）。其中，H2為獨立新型儲能參與調峰補償系數。

這一機制的出臺，徹底改變了儲能電站主要靠放電來盈利的單一模式，新增的充電補償為儲能項目帶來了穩(wěn)定的第二收益來源，顯著提升了項目的投資吸引力。

假設一個100兆瓦/200兆瓦時項目，每年參與深度調峰的有效利用小時數為800小時，按照0.3元/千瓦時充電補償標準計算，年度調峰補償收益就能達到4800萬元。

值得注意的是，相較于國內其他省份，湖南此次明確的300元/兆瓦時補償標準具備顯著優(yōu)勢。數據顯示，當前獨立儲能的度電成本大概在0.5—0.8元之間，按照300元/兆瓦時（即0.3元/千瓦時）的補償標準計算，可覆蓋37.5%—60%的成本，對提升項目內部收益率、增強投資信心具有關鍵作用。

整體來看，該政策通過補償提升推動獨立儲能實現從單純依賴容量租賃，向“調峰收益+容量收益”的多元化盈利模型轉型。

機制創(chuàng)新：筑牢市場規(guī)范運行根基

除創(chuàng)新推出充電補償機制外，《湖南輔助服務管理實施細則》還推出了市場準入、考核管理兩大創(chuàng)新機制，構建了全方位、精細化的市場管理體系，為湖南電力輔助服務市場的規(guī)范運行筑牢根基。

在市場準入機制方面，《湖南輔助服務管理實施細則》對獨立儲能和可調節(jié)負荷設定了明確的技術門檻。其中，獨立儲能項目需滿足2兆瓦/2兆瓦時的最小容量要求，可調節(jié)負荷資源需達到5兆瓦及以上的響應能力標準。這一標準設計兼具合理性與包容性，既保證了參與主體具備足夠的調節(jié)能力，能夠有效支撐電網運行，又為中小規(guī)模靈活性資源預留了參與空間，平衡了市場活力與運行安全。

考核機制的精細化是電網安全運行的剛性保障，也是此次細則的一大亮點。《湖南輔助服務管理實施細則》針對不同頻率場景制定了差異化的考核標準，形成了量化清晰、獎懲分明的管理體系：

當頻率高于49.90Hz且低于50.10Hz的情況下，對新型儲能的日充、放電計劃曲線進行考核，實際充、放電力不應超過負荷指令電力的2%（當負荷指令小于25兆瓦時，允許偏差范圍為0.5兆瓦），實際充、放電力超過負荷指令允許偏差范圍時，按超出部分電力積分電量的2倍統(tǒng)計為考核電量；當頻率在49.90Hz及以下時，或當頻率在50.10Hz及以上時，對新型儲能的日充、放電計劃曲線進行考核，實際充、放電力超過負荷指令時，按超出部分電力積分電量的4倍統(tǒng)計為考核電量。

在此基礎上，《湖南輔助服務管理實施細則》構建了考核與激勵并行的精細化管理體系，通過量化指標強化主體責任。例如，對不執(zhí)行調度指令的行為，將處以額定容量乘1小時的考核；在調度管轄設備上發(fā)生誤操作，未造成后果且未在2小時內向電力調度機構匯報事故經過或謊報的，每次按額定容量×1小時的標準進行考核；造成后果的，每次按額定容量×5小時的標準進行考核。

這種行為量化懲罰的閉環(huán)設計，相較于傳統(tǒng)的定性考核更具約束力，能夠有效規(guī)范市場主體行為，保障電網調度指令的順利執(zhí)行。

市場重塑：傳統(tǒng)發(fā)電機組加速轉型或退出

《湖南輔助服務管理實施細則》的出臺，將對湖南輔助服務市場產生深遠影響，推動傳統(tǒng)發(fā)電機組加速轉型或退出，市場格局或將發(fā)生結構性變化。

《湖南輔助服務管理實施細則》創(chuàng)新提出費用分攤機制，明確界定了不同市場主體的分攤責任：發(fā)電側并網主體按照上網電量比例分攤，獨立新型儲能、抽水蓄能暫不參與分攤；用戶側并網主體按照下網電量比例分攤，市場化用戶（含電網企業(yè)代理購電用戶）為當月用電結算電量，獨立新型儲能、抽水蓄能暫不參與分攤；負荷聚合商、虛擬電廠等直控型可調節(jié)負荷由其對應的電力用戶承擔分攤責任，不重復分攤。

這一機制充分體現了“誰受益誰付費”的核心原則，確保了輔助服務成本的合理分配，為市場的長期穩(wěn)定運行提供了重要保障。

對傳統(tǒng)發(fā)電機組而言，費用分攤機制帶來了顯著的成本壓力。在這一成本壓力下，傳統(tǒng)發(fā)電機組將面臨兩種轉型路徑，一是開展靈活性改造，提升深度調峰能力，通過參與輔助服務市場獲取收益，對沖新增成本；二是加速落后煤電退出，為新能源機組騰出更大的空間，推動能源結構進一步優(yōu)化。

整體來看，湖南此次推出的充電補償機制、精細化考核體系、公平分攤原則等創(chuàng)新舉措，精準破解了當前儲能行業(yè)普遍面臨的收益難題、管理難題，標志著地方電力市場改革向精細化、市場化方向邁出關鍵一步。同時，該文件的發(fā)布既是湖南電力市場改革的重要里程碑，也是全國能源轉型進程中的關鍵探索，為其他省份提供了寶貴的改革借鑒。