2021年11月23日，國家能源局華中能源監(jiān)管局印發(fā)《新型市場主體參與華中電力調峰輔助服務市場規(guī)則（試行）》（以下簡稱《規(guī)則》），明確儲能裝置、電動汽車充電樁及負荷側各類可調節(jié)資源參與電網(wǎng)運行調節(jié)和提供電力輔助服務的市場規(guī)則。一周后的11月30日，國家能源局華東能源監(jiān)管局公開征求對《華東電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則（修訂稿）》（以下簡稱“修訂稿”）的意見，明確電化學儲能電站可以作為華東電力調峰輔助服務市場主體的賣方。

儲能可以作為獨立主體參與的市場正在不斷增多。2021年7月，國家能源局浙江能源監(jiān)管辦組織啟動電力輔助服務市場，引入工業(yè)可調負荷、儲能、負荷聚合商等優(yōu)質第三方獨立主體資源參與電力輔助服務；10月，國家能源局華北能源監(jiān)管局發(fā)布關于印發(fā)《河北南網(wǎng)電力輔助服務市場運營規(guī)則》的通知，明確儲能裝置、電動汽車（充電樁）等第三方獨立主體可按照經(jīng)營主體獨立參與市場。

《規(guī)則》明確，新型市場主體可以是獨立運營商，以儲能裝置（不含抽水蓄能）、電動汽車充電樁及其它負荷側可調節(jié)資源獨立參與市場；也可以是負荷聚合商，通過聚合方式（虛擬電廠）代理相關資源參與華中輔助服務市場。

新型市場主體可參與省間調峰輔助服務交易時段為市場運行日的低谷時段（23:00-06:00）、腰荷時段（12:00-16:00）。

根據(jù)《規(guī)則》，新型市場主體參與省間調峰輔助服務交易申報的調峰輔助服務價格為省間調峰輔助服務買入省對應售出電量的上網(wǎng)電價。新型市場主體通過提供省間調峰輔助服務，從省間交易價差資金獲取補償，新型市場主體在獲得跨省調峰補償費用的同時，還可享受省內峰谷電價政策。

初期對新型市場主體市場申報價格設立最低限價，最低限價暫定為 0.12 元/千瓦時。

新型市場主體獨立參與或以聚合方式參與市場可提供的單次調節(jié)容量應不小于2.5兆瓦時，最大調節(jié)功率應不小于5兆瓦。

在市場報價上，初期從培育市場角度考慮，新型市場主體最大可提供調峰能力低于20兆瓦的，作為市場統(tǒng)一出清價格的接受者，優(yōu)先成交。新型市場主體優(yōu)先滿足省內調峰需求。

《規(guī)則》明確，在滿足電網(wǎng)安全和電力平衡約束的條件下，市場參與主體（不含作為價格接受者的新型市場主體）按照集中競價、統(tǒng)一邊際電價出清機制進行市場出清。作為價格接受者的新型市場主體以“出清替代”方式 實現(xiàn)優(yōu)先成交。

新型市場主體參與省間調峰輔助服務交易形成的省間交易電量視為所在省省級電網(wǎng)企業(yè)的外購電量，優(yōu)先結算，不影響新型市場主體相關用戶電費結算。

修訂稿更新了2018年出臺的《華東電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》，當時輔助服務市場賣方只包括燃煤機組和抽水蓄能機組。

修訂稿明確，華東電力調峰輔助服務市場主體賣方為調峰資源富足�。ㄊ校�、省級及以上電力調度機構調度管轄所有調峰能力不低于額定容量50%的30萬千瓦及以上燃煤火電機組、電價市場化的抽水蓄能機組及電化學儲能電站，適時擴大至其它發(fā)電機組。買方為調峰資源不足的�。ㄊ校╇娋W(wǎng)企業(yè)。

修訂稿提出，電化學儲能電站分段申報日前96點調峰（充電）“電力-電價”曲線，申報電價的最小單位為1元/兆瓦時，申報電力的最小單位為50兆瓦，不足50兆瓦部分按單段申報，分段報價時須按照價格遞減方式逐段申報。

華東電力調峰輔助服務市場采用統(tǒng)一邊際電價出清機制，分96點出清。具體為：將每個時段賣方發(fā)電企業(yè)、電化學儲能電站申報電價從高到低排序，直至滿足該時段的負備用需求，出清電價為最后中標的發(fā)電企業(yè)、電化學儲能電站申報電價，如報價相同，中標結果按申報電力比例分配。

修訂稿初期對賣方發(fā)電企業(yè)報價設立限價。賣方機組發(fā)電負荷率在50%及以上時，報價應高于華東四省一市（江蘇、浙江、福建、安徽、上海）最低燃煤發(fā)電基準價的55%；賣方機組發(fā)電負荷率在50%以下時，報價應高于華東四省一市最低燃煤發(fā)電基準價的45%。

購入調峰輔助服務費用由�。ㄊ校╇娋W(wǎng)企業(yè)向相關發(fā)電企業(yè)、電化學儲能電站等收取，可以通過納入當?shù)卣{峰輔助服務市場、“兩個細則”分攤調峰輔助服務費用，也可按相應能源監(jiān)管機構制定分攤細則分攤調峰輔助服務費用，或者按照發(fā)電機組、電化學儲能電站調峰情況分攤調峰輔助服務費用。

儲能是提升電力系統(tǒng)靈活性、經(jīng)濟性和安全性的重要手段。華東、華中部分省份尚缺調峰能力，目前正在積極推進儲能的發(fā)展。

以湖南為例，國網(wǎng)湖南省電力有限公司黨委書記、董事長孟慶強在2021年3月發(fā)表的一篇文章指出，截至2020年底，湖南省接入湖南電網(wǎng)的清潔能源發(fā)電裝機2770萬千瓦、占比56%。其中風電、太陽能等新能源發(fā)電裝機1150萬千瓦，占比23%，比2015年提高18個百分點，近五年年均增速超40%。但是，由于客觀條件限制，湖南省能源電力轉型仍然面臨兩大突出短板：一是電力供應“緊”。近五年湖南電網(wǎng)最大負荷以年均近8%的速度攀升，預計“十四五”最大電力缺口將達1000萬千瓦，電力供需矛盾突出。二是新能源消納“難”。湖南省用電負荷波動性強，最大日峰谷差率接近60%。加之新能源發(fā)電高峰與用電負荷高峰存在嚴重時間錯位，導致新能源消納極為困難，大量“棄風、棄光”難以避免。

湖南省正在大力推進儲能發(fā)展。10月13日，湖南省發(fā)展改革委員會下發(fā)《關于加快推動湖南省電化學儲能發(fā)展的實施意見》明確以發(fā)展電網(wǎng)側獨立儲能為重點，集中規(guī)劃建設一批電網(wǎng)側儲能電站，力爭到2023年，建成電化學儲能電站150萬千瓦/300萬千瓦時以上。風電、集中式光伏發(fā)電項目應分別按照不低于裝機容量15%、5%比例（儲能時長2小時）配建儲能電站。

在華東地區(qū)，江蘇省作為能源電力消費大省，其儲能產(chǎn)業(yè)走在全國前列。2018年7月，江蘇電網(wǎng)在全國率先建成了當時全國功率最高、容量最大的電網(wǎng)側電池儲能項目。由于峰谷電價價差較大，江蘇省用戶側儲能規(guī)模也一直處在領先地位。

早在2018年，江蘇省就嘗試引入儲能電站參與省內調峰市場。2021年，江蘇省又啟動了允許電力市場用戶可調負荷參與的輔助服務市場，鼓勵電力市場用戶聚合其內部分布式電源、自備電廠、充電站和儲能等負荷側資源組成虛擬電廠，提供的增加或降低的用電負荷，在用戶側進一步挖掘調峰潛力。