在双碳目标引领的能源转型浪潮中，风电、光伏等新能源的大规模装机正重塑电力系统格局。然而，风光发电的波动性与间歇性给电网安全稳定运行带来严峻挑战，亟需储能、虚拟电厂等灵活调节资源维持电力供需平衡。
在此背景下，不久前，国家能源局湖南监管办公室于发布《湖南电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》（以下简称“《辅助服务管理实施细则》”）。
值得注意的是，湖南电力辅助服务市场起步较早。早在2020年5月，国家能源局湖南监管办正式启动湖南省电力辅助服务市场模拟运行，拉开了市场化调节资源配置的序幕。2021年湖南电力调峰辅助服务市场正式运行；今年10月底，湖南电力现货与调频辅助服务市场进入连续结算试运行，调峰辅助服务市场不再并行，标志着湖南电力市场建设迈入精细化运营的新阶段。
此次《辅助服务管理实施细则》的出台，正是对这一发展进程的深化与完善，其核心目标在于通过价格机制创新，构建弹性辅助服务体系，激发储能、虚拟电厂等灵活资源参与积极性，保障湖南电力系统安全、优质、经济运行及电力市场有序运营，促进源网荷储协调发展，同时也为全国提供可复制的经验。
湖南储能市场，高速增长下的“成长烦恼”
近年来，湖南新型储能发展表现不俗。数据显示，2023年底，湖南新能源装机首次超过水电成为全省第二大电源；同年，全省新型储能装机达到266万千瓦，较2022年底增长超300%。
2024年，湖南持续推进能源逐“绿”行动，截至12月底，全省风电、光伏发电装机达2982万千瓦，历史性超过传统火电成为第一大装机主体。同时，湖南不断完善“新能源+储能”融合发展机制，规范新型储能项目建设管理，推进试点示范项目落地。截至2024年12月底，全省新型储能装机达286万千瓦。到了今年10月，全省新型储能总装机容量已达624万千瓦时。
湖南储能产业的高速发展，离不开完善的产业链支撑与优越的资源禀赋。湖南拥有丰富的镍、钴、锰、锂、钠等有色金属资源，为锂电产业发展提供了充足的原材料保障；长沙拥有世界级先进储能材料产业制造业集群，常德建有先进储能材料生产基地，湘潭、娄底、益阳等地也布局储能产业基地，形成了多点支撑、协同发展的产业格局。
然而，在高速增长的背后，湖南储能市场也面临着“成长的烦恼”。2024年10月，湖南能源监管办对省内部分储能电站开展现场调研。调研结果显示，全省新型储能电站收入普遍不及预期。与此同时，湖南能源监管办发文指出，随着全省新能源装机、电量规模不断扩大，电力系统调峰压力逐步凸显。
彼时，针对上述问题，湖南能源监管办表示，将持续强化市场机制建设和监管，确保电力现货市场未运行期间调峰辅助服务平稳运行；今年12月3日，湖南能源监管办召开新型储能试点示范项目调度座谈会，提出将持续强化试点示范项目实施情况监管，建立常态化沟通协调机制，协同破解建设运行中的堵点难点问题，引导项目规范发展。
随后，《湖南辅助服务管理实施细则》出台，针对行业问题也提出了相应的解决方案。
收益重构：补偿机制激活储能市场活力
长期以来，湖南储能电站的收益主要依赖调峰业务，调峰辅助服务市场成为新型储能的核心收益来源。
湖南能源监管办数据显示，2021年以来，在调峰辅助服务市场中，全省新型储能累计提供调峰辅助服务电量18.5亿千瓦时，获取服务费3.45亿元，调峰度电收益0.187元/千瓦时；与此同时，负荷侧可调节资源参与调峰辅助服务累计增加消纳低谷期新能源电量1.19亿千瓦时，为可调节负荷提供收益超过3000万元。
为了增强储能电站的经济性，《湖南辅助服务管理实施细则》又创新性地推出了基于调节效果的差异化补偿方案，尤其是针对独立储能的调峰服务推出了突破性的充电补偿机制。
文件明确提出：电力调度机构结合系统调峰需要调用，下达调度计划（含调度指令）要求独立新型储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为H2×300（元/兆瓦时）。其中，H2为独立新型储能参与调峰补偿系数。
这一机制的出台，彻底改变了储能电站主要靠放电来盈利的单一模式，新增的充电补偿为储能项目带来了稳定的第二收益来源，显著提升了项目的投资吸引力。
假设一个100兆瓦/200兆瓦时项目，每年参与深度调峰的有效利用小时数为800小时，按照0.3元/千瓦时充电补偿标准计算，年度调峰补偿收益就能达到4800万元。
值得注意的是，相较于国内其他省份，湖南此次明确的300元/兆瓦时补偿标准具备显著优势。数据显示，当前独立储能的度电成本大概在0.5—0.8元之间，按照300元/兆瓦时（即0.3元/千瓦时）的补偿标准计算，可覆盖37.5%—60%的成本，对提升项目内部收益率、增强投资信心具有关键作用。
整体来看，该政策通过补偿提升推动独立储能实现从单纯依赖容量租赁，向“调峰收益+容量收益”的多元化盈利模型转型。
机制创新：筑牢市场规范运行根基
除创新推出充电补偿机制外，《湖南辅助服务管理实施细则》还推出了市场准入、考核管理两大创新机制，构建了全方位、精细化的市场管理体系，为湖南电力辅助服务市场的规范运行筑牢根基。
在市场准入机制方面，《湖南辅助服务管理实施细则》对独立储能和可调节负荷设定了明确的技术门槛。其中，独立储能项目需满足2兆瓦/2兆瓦时的最小容量要求，可调节负荷资源需达到5兆瓦及以上的响应能力标准。这一标准设计兼具合理性与包容性，既保证了参与主体具备足够的调节能力，能够有效支撑电网运行，又为中小规模灵活性资源预留了参与空间，平衡了市场活力与运行安全。
考核机制的精细化是电网安全运行的刚性保障，也是此次细则的一大亮点。《湖南辅助服务管理实施细则》针对不同频率场景制定了差异化的考核标准，形成了量化清晰、奖惩分明的管理体系：
当频率高于49.90Hz且低于50.10Hz的情况下，对新型储能的日充、放电计划曲线进行考核，实际充、放电力不应超过负荷指令电力的2%（当负荷指令小于25兆瓦时，允许偏差范围为0.5兆瓦），实际充、放电力超过负荷指令允许偏差范围时，按超出部分电力积分电量的2倍统计为考核电量；当频率在49.90Hz及以下时，或当频率在50.10Hz及以上时，对新型储能的日充、放电计划曲线进行考核，实际充、放电力超过负荷指令时，按超出部分电力积分电量的4倍统计为考核电量。
在此基础上，《湖南辅助服务管理实施细则》构建了考核与激励并行的精细化管理体系，通过量化指标强化主体责任。例如，对不执行调度指令的行为，将处以额定容量乘1小时的考核；在调度管辖设备上发生误操作，未造成后果且未在2小时内向电力调度机构汇报事故经过或谎报的，每次按额定容量×1小时的标准进行考核；造成后果的，每次按额定容量×5小时的标准进行考核。
这种行为量化惩罚的闭环设计，相较于传统的定性考核更具约束力，能够有效规范市场主体行为，保障电网调度指令的顺利执行。
市场重塑：传统发电机组加速转型或退出
《湖南辅助服务管理实施细则》的出台，将对湖南辅助服务市场产生深远影响，推动传统发电机组加速转型或退出，市场格局或将发生结构性变化。
《湖南辅助服务管理实施细则》创新提出费用分摊机制，明确界定了不同市场主体的分摊责任：发电侧并网主体按照上网电量比例分摊，独立新型储能、抽水蓄能暂不参与分摊；用户侧并网主体按照下网电量比例分摊，市场化用户（含电网企业代理购电用户）为当月用电结算电量，独立新型储能、抽水蓄能暂不参与分摊；负荷聚合商、虚拟电厂等直控型可调节负荷由其对应的电力用户承担分摊责任，不重复分摊。
这一机制充分体现了“谁受益谁付费”的核心原则，确保了辅助服务成本的合理分配，为市场的长期稳定运行提供了重要保障。
对传统发电机组而言，费用分摊机制带来了显著的成本压力。在这一成本压力下，传统发电机组将面临两种转型路径，一是开展灵活性改造，提升深度调峰能力，通过参与辅助服务市场获取收益，对冲新增成本；二是加速落后煤电退出，为新能源机组腾出更大的空间，推动能源结构进一步优化。
整体来看，湖南此次推出的充电补偿机制、精细化考核体系、公平分摊原则等创新举措，精准破解了当前储能行业普遍面临的收益难题、管理难题，标志着地方电力市场改革向精细化、市场化方向迈出关键一步。同时，该文件的发布既是湖南电力市场改革的重要里程碑，也是全国能源转型进程中的关键探索，为其他省份提供了宝贵的改革借鉴。
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