中国储能网讯：4月29日，国家发改委、国家能源局正式印发《电力辅助服务市场基本规则》，其中明确，经营主体包括发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等）。

独立储能、虚拟电厂等“发用一体”主体，在结算时段内按上网（下网）电量参与发电侧（用户侧）辅助服务费用分摊或分享。

本规则中电力辅助服务市场品种主要包括调峰服务、调频服务、备用服务、爬坡服务等。其中调频服务主要为二次调频服务，指经营主体通过自动功率控制技术，包括自动发电控制（AGC）、自动功率控制（APC）等，提供的有功出力调整服务。

数据显示，2024年全国电力辅助服务费用达1680亿元，同比增长28%。

新规的发布意味着酝酿半年多的独立储能参与辅助服务费用分摊机制终于靴子落地，千亿级市场格局将重塑。

四大因素促使独立储能迫切需要参与费用分摊

随着“双碳”目标的推进和新能源装机占比的快速提升，电力系统从“源随荷动”向“源网荷储协同”转型，独立储能作为灵活调节资源的核心载体，其参与辅助服务费用分担不仅是市场化改革的必然要求，更是破解系统灵活性瓶颈、构建新型电力系统的关键路径。

具体而言，四个现实原因促使独立储能迫切需要参与辅助服务费用分摊。

首先，持续、高比例新能源并网催生灵活性调节资源刚需，但快速发展的独立储能调节潜力未能得到充分释放。

2024年，我国风电、光伏装机占比超过40%，因可再生能源发电具有间歇性、波动性特征，仍有部分省份弃风弃光率超5%。

另外，传统煤电装机占比降至50%以下且深度调峰能力接近极限（部分机组最低出力达30%以下），系统对调峰、调频、备用等辅助服务的需求呈指数级增长。

储能产业和技术快速发展的过程中，独立储能凭借“双向调节”特性，成为缓解新能源并网压力的“刚需资源”。

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年1-12月，电网侧独立/共享储能新增装机项目206个，装机规模达22.93GW/56.22GWh，容量占比达65.43%。

然而，全国范围看，独立储能参与辅助服务市场的比例仍然不高，调节潜力亟待通过费用分担机制释放。

其次，成本分摊是传统辅助服务主体责任边界重构的需要。

在以煤电为主的传统电力系统中，辅助服务主要由火电机组承担，成本通过“发电侧单边分摊”或“全网统摊”隐性转移。

但随着“双碳”目标下煤电功能从“电量主体”转向“调节主体”，其辅助服务成本显著上升（如深度调峰导致煤耗增加10%-15%），若仍由煤电单一主体承担，将加剧其经营压力并抑制调节积极性。

独立储能作为市场化主体，通过参与费用分担，可与煤电、灵活性资源形成“共担共益”格局。

第三、现有分摊机制存在“受益者缺失”漏洞。

当前，辅助服务费用多由发电侧（含新能源）和用户侧按比例分摊，但独立储能作为“纯调节主体”，其在充电时本质上是“用户”（消耗电力），放电时是“发电侧”（提供电力），若不纳入费用分担体系，可能导致两个两个问题。

成本转嫁，独立储能通过辅助服务获取收益（如调峰补偿），但未承担相应成本，形成“只受益、不担责”的市场扭曲。

资源错配，缺乏费用约束可能导致储能过度集中于高收益区域，而非系统真正需要的新能源富集区或电网薄弱环节。

第四、成本分摊是落实市场化改革中对于“权责利”对等的要求。

《电力辅助服务市场基本规则（2025年）》明确提出“谁受益、谁承担”原则，独立储能作为辅助服务的直接提供者和电力市场的参与者，享受市场准入资格和收益权的同时，必须承担相应成本责任。

这既是落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）“构建公平开放的市场秩序”的要求，也是推动储能从“政策驱动”转向“市场驱动”的关键一步。

总之，独立储能参与成分分摊是破解新型电力系统建设痛点，重塑辅助服务生态的重要布局。

5大突破重构系统与市场双重逻辑

新规的实施将激活独立储能“调节价值”，重构系统与市场双重逻辑，具体而言有5个重要意义。

第一，新规是提升电力系统稳定性与经济性的“双向赋能”。

从技术层面讲，独立储能参与费用分担后，其调节行为将更贴合系统真实需求；经济层面看，通过“费用分担+收益激励”机制，储能项目可实现“峰谷套利+辅助服务+容量补偿”的多元收益。

第二，新规是破解新能源消纳“剪刀差”的关键抓手。

我国新能源装机与负荷中心呈“逆向分布”，三北地区新能源装机持续保持较快增长，但调峰资源短缺导致弃电率长期高于全国平均水平。独立储能参与费用分担后，可通过价格信号引导资源向新能源富集区流动。

从正向激励层面看，在新能源高占比地区（如宁夏、青海），独立储能参与调峰分摊后，其放电时段可获得与煤电深度调峰相当的补偿，叠加现货市场峰谷价差，项目收益将进一步提升。

从反向约束层面看，在负荷中心（如广东、江苏），储能充电时需承担辅助服务费用，促使其更精准地选择充电时段（如光伏大发时段），间接减少燃煤机组启停调峰次数。

第三、新规有助于构建“公平共享”的市场秩序。

将独立储能纳入费用分担体系，使其与发电企业、用户侧形成“权责对等”的市场主体关系。例如，江西明确，储能充电电量不承担输配电价和政府性基金，但需按上网电量比例分摊辅助服务费用，避免“政策洼地”导致的市场扭曲。

通过市场化定价（如调峰价格上限不高于新能源上网电价、调频里程单价0.015元/千瓦），将储能的调节成本与收益显性化，引导用户侧提高负荷弹性。

第四、新规激发储能产业可持续发展动能。

当前，我国独立储能项目初期投资成本约1.5元/Wh，仅靠峰谷价差难以实现盈利，费用分担机制通过“成本共担+收益多元”模式破解盈利困境。

从政策层面讲，随着国家及地方补贴逐步退坡，辅助服务费用分担机制成为储能项目的“保底收益”；从产业层面看，清晰的成本分担规则吸引社会资本进入。

第五、对标国际经验，提供“权责利平衡”的中国方案。

当前，国际成熟电力市场（如美国PJM、英国国家电网）普遍要求储能参与辅助服务成本分摊，形成“用户侧承担70%-80%、发电侧承担20%-30%”的分担模式。

我国部分地区结合国情创新“调试期差异化分摊”（如华中区域3倍标准过渡政策）、“用户侧随电费月结”等机制，既避免“一刀切”导致的项目亏损，又防止“免费搭车”现象，为发展中国家新能源转型提供了“权责利平衡”的中国方案。

结语：独立储能参与辅助服务费用分担，本质上是电力系统从“计划统配”向“市场定价”转型的缩影。这一机制不仅破解了新能源消纳的“物理瓶颈”，更重塑了“谁受益、谁担责”的市场伦理：对系统而言，它是提升灵活性、经济性的“润滑剂”；对产业而言，它是从政策依赖走向市场自立的“催化剂”；对用户而言，它是电价形成机制透明化、公平化的“推进器”。

独立储能参与费用分担的深层逻不仅是一项成本分摊机制，更是一次电力系统生产关系的重塑，为新型电力系统建设奠定“市场有效、政府有为、主体有力”的制度基石。

随着全国统一电力市场建设加速，独立储能的角色将从“辅助服务参与者”升级为“系统价值共创者”，最终实现“储能活、系统稳、市场兴”的多赢格局。