为贯彻落实电力体制改革配套文件精神，南方五省（区）深入开展了电力市场建设，电力辅助服务、需求响应等市场化机制不断完善，制定了一系列政策文件，为储能在南方五省（区）商业化推广应用奠定了良好基础。

南方区域整体层面，南方能监局发布《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》和《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》，将光伏、风电、电化学储能电站纳入并网管理范围，扩大了辅助服务补偿范围、提高了补偿标准。近期，南方能监局又发布了《南方区域统一调频辅助服务市场建设方案》，目标是2022年建成覆盖广东、广西、海南、贵州四省（区）的南方电网统一调频控制区，建立调频资源集中竞争交易机制，实现更大范围的资源优化配置。

根据《南方区域调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》，调频辅助服务补偿包括里程补偿和容量补偿两个方面。

调频里程补偿：

式中： n为每个月调频市场总的交易期数； D i 为发电单元在第 i个交易周期提供的调频里程（MW）； Q i 为第 i个交易周期里程结算价格（元/MW）； K i 为发电单元在第 i个交易周期综合调频性能指标平均值； m为自市场进入结算试运行起的自然年数，进入试运行当年 m=0。

调频容量补偿：

式中： m为每月总调度时段数； C j 为发电单元在第 j个调度时段的发电单元AGC补偿容量值（MW）； T j 为发电单元在第 j个调度时段的调频服务时长（小时）； s为AGC容量补偿标准（元/MWh）。

广东方面，《广东电力市场容量补偿管理办法（试行）》（征求意见稿）和《广东省市场化需求响应实施方案（试行）》（征求意见稿）发布，首次为用户侧储能参与市场明确了交易品种类型，即日前削峰需求响应、日前填谷需求响应、实时削峰需求响应、紧急出力调用等四类。该文件一方面促进市场化机组固定成本回收、保障电力系统长期容量的充裕性，另一方面构建广东市场化需求响应交易体系、充分挖掘用户侧灵活性调节资源在系统运行中的价值。两者本质目标一致，即进一步保障系统调节能力、保障新能源消纳。

根据《广东省市场化需求响应实施方案（试行）》（征求意见稿），削峰响应价格上下限为4 500元/（MWh）和0元/（MWh），日前削峰需求响应收益计算公式如下：

时段 i市场主体削峰需求响应收益=MAX［（日前需求响应中标容量×日前节点电价×响应时间+实时需求响应中标容量×实时节点电价×响应时间+实际响应偏差量×实时节点电价×响应时间）× k，中标容量对应申报的削峰响应价格×有效响应容量×响应时间］。

广西方面，调峰辅助服务市场已于2020年启动结算试运行，交易品种包括机组深度调峰服务、机组启停调峰服务、需求侧调峰服务、需求侧储能调峰服务。市场初期调峰服务提供方仅纳入广西电力电量平衡的省级及以上电力调度机构调管的燃煤机组和核电机组，且需求侧调峰服务和需求侧储能调峰服务在条件成熟后开展。

海南方面，调峰辅助服务市场已于2020年开启结算试运行，调频辅助服务交易于2021年在区域调频市场开启结算试运行，且目前已开启调峰辅助服务市场建设。调峰辅助服务市场交易品种包括机组深度调峰和机组启停调峰。

贵州方面，调峰辅助服务交易将于2022年纳入区域调频市场，贵州调峰辅助服务市场交易品种包括机组深度调峰、机组启停调峰、电储能调峰，其中电储能可为发电侧、用户侧或独立储能设施，但市场初期仅燃煤机组为调峰服务提供者。

云南方面，《云南调频辅助服务市场运营规则（试行）》发布，在调频里程申报价格上下限和AGC调频容量补偿标准等参数方面与广东调频市场略有差异，调频补偿结算方式一致。该规则为储能联合发电单元联合参与云南调频辅助服务交易提供了市场机会。

随着能源进一步转型升级、市场化机制不断完善、储能技术进一步成熟，“十四五”期间南方区域储能市场将会有如下变化趋势。

趋势一：电力辅助服务市场进一步完善，辅助服务补偿力度和规模仍将扩大，市场交易品种逐渐由单一化转变为多元。近来广东调频辅助服务市场单位里程的收益被大幅压缩，广东火储联合调频项目趋于饱和，但随着南方区域统一调频辅助服务市场建设，广东调频辅助服务市场成功经验和模式将推广到其它四省（区），火储联合调频项目将在广西、海南、贵州等地区迎来规模化应用。在各省区调峰辅助服务市场模拟运行基础上，市场化调峰辅助服务交易规则将进一步完善，多样的调峰辅助服务交易品种将为发电侧、电网侧和用户侧的储能提供更多市场机会。

趋势二：市场化需求响应机制初步建立，扩大化的峰谷电价政策将在局部落地，推动用户侧储能快速发展。目前用户侧储能直接的经济效益是峰谷套利。广东省负荷日峰谷差大，进一步加大峰谷电价差，将为用户侧储能创造发展空间。同时，广东市场需求响应机制即将建立，用户侧储能在峰谷套利基础上，可通过削峰需求响应、填谷需求响应服务竞价，获取更多收益。用户侧储能相对其它需求响应资源而言，响应能力更强、可控性更高，同时还不影响用户用能习惯。售电公司或综合能源服务商将成为用户侧储能建设主力军。

趋势三：新能源发电占比不断提升，新能源消纳及系统调峰面临挑战，新能源配储能成为必需。新能源的大规模发展，使电网安全面临严峻的考验，为了增强新能源场站对电网的支撑能力，新发布的相关标准都对新能源的并网提出了新的技术要求，新能源场站配置储能将使新能源并网更容易满足相关技术要求。目前，南方区域已开展新能源和储能调度运行研究，并开展了相关技术支持系统建设，这些系统将为“新能源+储能”参与电力辅助服务市场提供基础支撑。

趋势四：独立储能在电网中的作用和价值获得政策支持，独立储能的市场主体身份逐渐被认可。目前电网侧独立储能应用发展受限于两个方面原因：（1）没有明确的市场身份；（2）因储能设备没有纳入输配电成本，电网无法投资储能设施。但是，电网侧独立储能极具应用价值，它可以用于调频、调峰、缓解阻塞、故障紧急备用。目前广东容量市场（补偿）机制和市场化需求响应机制正在建立，若经统一规划的电网侧独立储能可以测算固定投资成本，并通过容量市场（补偿）机制回收部分投资成本，而储能运营成本通过市场化的需求响应或辅助服务获得补偿。电网可以不用投资独立储能，也不用支付储能设备租赁费，不影响监管机构对电网输配电价成本核算。这类储能可由政府或电网通过招标的方式确定投资建设方。

用户侧储能有四种应用模式。（1）需量管理。改变用户基本电费缴费方式，将按照变压器基本容量缴费更改为按照用户申报需量的最大需量缴费，通过需量管理，节约基本电费；（2）削峰填谷。储能系统在电价谷段和平段充电，在电价峰段放电，通过峰谷和峰平电价差降低用户电量电费；（3）后备电源。在电网故障时，储能系统可以作为关键负荷的后备电源，保障生产用电可靠性，减少停电引起的生产损失；（4）需求响应。储能系统响应调度的需求侧响应指令，赚取需求响应激励。

广东省东莞市某用户是印刷电路板制造企业，每年的9月至次年3月为行业旺季，产线24 h运转。4~5月份为行业淡季，生产会安排在夜间电价谷段。用户厂区设5个配电房共13台配电变压器，总容量30 MVA，由5条10 kV专线供电，分别为4栋生产车间和1栋设备制造车间供电。

该用户经营稳定、用电量较大，2016年全年用电量21.252 GWh，且生产经营状况良好，近年来用电量持续增长。因用电支出占生产成本比例较大，用户有通过合同能源管理方式节省用电成本的意愿。如 图1所示，用户的D配电房10 kV母线负荷在2 MW～3.2 MW之间波动，配变容量5 MVA，具备需量调控基础条件；D配电房10 kV母线负荷峰谷差在500 kW～600 kW区间，具备削峰填谷基础条件。结合当前市场环境和相关政策，用户可通过需量调控和削峰填谷获取显性收益，储能系统作为后备电源可带来隐形收益，参与电力系统需求响应可看作潜在收益。

图  1  某用户D配电房典型负荷曲线

Figure 1.  Typical load curve of a user D distribution room

该用户属于10 kV大工业用户，按东莞市当地划分不同电价（如 图2所示），用户的峰、平、谷电价分别为100.39、60.84、30.42（分/kWh），峰平、峰谷电价差分别为39.55、69.97（分/kWh）。

图  2  不同工业用户峰谷平电价对比

Figure 2.  Comparison of peak and valley average electricity prices for different industrial users

投资方的初始投资约412.6万元，其中电池成本228.1万元、储能变流30.0万元、集装箱及附件94.9万元、电站配套设施总成本59.6万元，每年运维成本2.89万元。投资方与用户签订合同能源管理合约，按照9∶1比例分享收益，投资回报周期见 表1。

在“价差”盈利模式越来越难的背景下，作为发电企业，如何以发电和售电业务为核心， 实现电力资源优化配置及自身的可持续发展，是其亟待探索并解决的问题。发电企业已经意识到，电力营销市场竞争条件下，越是在调频、调峰需求量大、灵活性调节资源缺乏的地区，储能参与辅助服务或需求响应对系统做出的贡献越大越显著，所带来的综合效益越多。

目前来看，电力储能技术已在全球电力市场中得到广泛应用，尽管其技术成熟度仍有待提高，技术成本也有待下降，但是发电企业可以尝试开展用户侧储能应用，随着市场化需求响应机制的建立，用户侧储能等灵活性调节资源参与市场的形式必将多元化，发电企业通过在用户侧开展资源聚合，通过需求响应和虚拟电厂等方式，进一步提升市场参与度，以进一步构建多种增值服务模式并存的电力营销体系。