中国储能网讯：华北市场年内有望启动模拟运行，AGC储能价格或引发踩踏。

文|情报组

“储能100人”获悉，近日，华北能监局发布《京津唐电网调频辅助服务市场运营规则（试行）（征求意见稿）》，将国内电力辅助市场改革又向前推进了一大步。

其中，对储能投资商而言，备受瞩目的申报价格拟定为0—12元/MW，这个不设底线的价格信号将对市场产生何种影响，还有待观察。

去年底，山西能监办已将山西电储能调频市场的服务申报价格下调为5-10元/MW。在这一价格的指引下，山西火电AGC储能联合调频市场依然迎来爆发式增长，项目数量从2017年的3个，升至今年的12个。

据“储能100人”了解，山西AGC调频市场施行新政以来，除最初一两个月申报价格在7元/MW左右，其后时间申报成交价格均压着5元/MW的低价贴地飞行。有储能投资商担忧，华北能监局0—12元/MW的价格施行后，将迫使AGC储能调频低价化竞争趋势更为剧烈。目前尚未制定明确政策的蒙西电网，也可能大概率参照华北能监局政策施行。

从已有AGC储能项目的商业模式来看，在投资回收前，投资商与电厂之间的收益分成已从早期典型的八二开、七三开，变成五五开、四六开报价频出。这个原本投资回报率在3—5年间的高收益市场，在一些区域正加速沦为一个中低等收益的普通市场。

但华北有关的专家人士在接受“储能100人”采访时指出，不设底价是当前各地电力辅助市场改革逐渐采用的普遍模式。山西5元/MW的底线申报价格的制定，在市场运行中，变成了某种意义上的实际指导价格。

在没有底价的情况下，包括储能装置在内的火电调频机组，根据自身情况参与AGC调频市场的竞争，最终成交的价格，将更能反映市场的真实需求。该人士还透露，华北能监局在收集各方反馈意见后，争取在年内组织短期的模拟运行。

从华北能监局此番拟发新政所明确的市场主体来看，其主要考量是在区域市场各个层面优化调频资源配置，激发火电机组参与调频的积极性，至于在价格上对电储能项目的可能吓阻，应属连带杀伤。

今年3月，华北能监局即已发布《华北电力辅助服务市场建设方案（征求意见稿）》，其中明确优先推进调频辅助服务市场，要求“待调频市场运行稳定后，适时引入调峰辅助服务，开展华北及省网调峰辅助服务市场化交易”。显然，这一前一后两个文件，是华北电力辅助服务市场大改革的连环政策。

值得注意的是，今年3月华北能监局发布的《方案》曾要求：“调频辅助服务市场中标的火电机组不可参与调峰辅助服务市场”。但近期发布的《征求意见稿》则并未再重申，且于第二十四条中明确规定，“当日中标机组因电网安全需要、调峰需求无法提供调频服务时，中标机组暂停提供调频服务。待条件允许后继续提供，当日调频服务费用予以计入。暂停期间若提供调峰辅助服务，调峰服务费用按调峰辅助服务市场规则进行计算”。

以下为近期《征求意见稿》几个圈阅重点：

调频方式。第三条，本规则所称电力调频辅助服务（以下简称调频服务），是指发电机组在其申报的出力调整范围内，跟踪自动发电控制装置（以下简称 AGC）指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。

调频服务费用。第五条，调频服务费用在包括火电（燃煤、燃气）、水电（含抽水蓄能）、新能源（风电、光伏）等京津唐电网所有发电企业之间进行分摊。

市场主体。第七条，调频市场的市场主体是京津唐电网华北分中心以及北京、天津、冀北电力调控中心直调的火电机组所属的发电企业。

而在去年山西出台的《山西电力调频辅助服务市场运营细则》中，市场主体除火电机组外，还有“获得准入的独立辅助服务供应商”。

抽水蓄能。第十条，抽水蓄能机组因自身运行特点，暂不纳入调频市场申报环节，作为调频市场价格接受者计算所提供调频服务费用。

火电企业义务。第十一条，京津唐电网所有火电企业，均需分摊调频服务费用。包括所有中标机组、未中标机组、未报价的机组。

需求容量范围。第十三条，“每周调频需求容量，暂定为周预测最大负荷的10%”；第十五条，“准入门槛按周统计。”

去年山西文件则按日统计，要求“次日调频市场的可调容量需求，暂定为系统开机容量的15%。”

调频申报价格。第十四条，申报价格的最小单位是 0.1 元/MW，申报价格范围暂定为0-12 元/MW。

准入门槛排序。第十五条。

出清结算。第十七条。

供不应求时，第十九条，在满足准入门槛的未报价火电机组中选取优等机组参与调频市场，按出清价格50%结算。

山西去年文件则要求综合各种指标排序调用，并按最高标准计算补偿费用。

考核。第二十三条。

调频亦可参与调峰。第二十四条。