调峰辅助服务市场是我国特有的市场品种，是一种电能量市场，在国外归为平衡市场或现货市场。我国调峰辅助服务市场以消纳新能源为目标，主要目的是为了调动火电机组压降出力为新能源腾出发电空间，仅进行向下调峰补偿。目前，我国已有十多个地区（省、市）出台了调峰辅助服务市场运营规则，除山东省外均允许储能以独立主体身份参与市场。与火电机组日前竞价参与调峰市场不同，储能主要与新能源通过双边交易或内部协商的方式开展交易。电源侧、用户侧储能在调峰辅助服务市场中难以盈利。电源侧储能调峰以协商方式确定价格，富余储能容量可在电网需要时由电网调用，并给予固定价格补偿。《东北电力辅助服务市场运营规则》要求发电侧配置储能由储能投资方与风电场、光伏电站协商确定补偿费用；《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》的通知提出在新能源弃电时对未能达成交易的储能进行调用，价格暂定0.7元/千瓦时。随着补贴退坡、平价上网日趋临近，储能0.6~0.7元/千瓦时的置换成本不具有经济性，同时考虑已有调峰辅助服务市场给予电化学储能的调峰价格普遍不高，实际利用小时数偏低，随着弃风弃光逐步得到改善，采用该模式难以独立支撑储能商业化运行。用户侧储能与新能源发电企业以双边交易的形式开展调峰，交易价格限制在0.1~0.2元/千瓦时之间。用户侧储能参与市场首先具备1万千瓦、4万千瓦时以上的容量要求，其次接入调度、交易系统的成本较高，在补偿方面与火电机组深度调峰0.4~1元/千瓦时的价格相比，电化学储能调峰缺乏竞争力。电网侧储能参与调峰辅助服务市场的相关规则尚不明确。目前，电网侧储能参与调峰的相关规则尚未出台或称另行制定。大连液流电池储能调峰电站、甘肃网域大规模储能电站作为国家示范项目将在调峰方面进行探索，其中，大连项目将参考抽水蓄能执行两部制电价，甘肃项目还在积极争取政策支持。除补偿价格外，利用小时数也直接决定储能能否盈利，调峰通常是季节性的，利用小时数难以得到有效保障，这为储能带来收益上的风险。电网侧储能调峰补偿收益与充放电套利存在价值重叠，储能低充高放是一种套利兼调峰的行为，这也是调峰市场与现货市场不宜同时存在的原因。调峰辅助服务是电力市场改革过渡期的中间品种，随着我国现货市场的推进，最终将被现货取代。未来一段时间调峰辅助服务市场仍作为服务新能源消纳和缓解供暖地区火电机组“以热定电”矛盾的特殊手段，储能能否在调峰市场上盈利将由价格和利用小时数共同决定。
储能参与调频辅助服务市场
储能参与调频辅助服务市场主要包括储能联合火电机组调频以及独立储能电站调频。储能联合火电机组调频是我国现行辅助服务考核机制下的特有形式，市场容量有限。目前山西、福建、广东三省出台的调频辅助服务市场运营规则允许储能联合火电机组参与调频。准入容量方面，福建要求储能电站容量不少于10兆瓦；广东要求储能电站容量需在2兆瓦/0.5小时及以上；山西要求储能应达到机组额定容量3%或9兆瓦及以上，持续充放电时间达到15分钟以上。报价标的方面，以发电单元的调频里程为交易标的，日前报价、日内集中统一出清。补偿方式方面，为体现发电单元的性能差异，将调节性能指标（调节速率、响应时间、调节精度三者乘积）作为报价排序和补偿的系数，按“效果付费”。储能凭借快速的响应特性和良好的调节精度，弥补了火电机组跟踪调频指令响应慢、精度低的缺点，大大提高了机组调频性能，从而直接提升机组被调用机率和补偿费用。以某省一台30万火电机组联合
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