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近日，發改委組織召開2020年全國能源迎峰度夏工作會議指出，在電力方面要深化儲能和調峰機制改革，明確電源側、電網側、用戶側儲能責任的共擔機制，結合電力交易改革開展試點，通過靈活的市場化機制實現儲能和調峰的成本回收。
據統計已有16個省份地區發布了調峰輔助服務市場政策文件，其中大多數地區都指出儲能可參與并獲得相應補償收益。
7月9日，國家發展改革委組織召開全國電視電話會議，安排部署2020年能源迎峰度夏工作。會議指出深化儲能和調峰機制改革，明確電源側、電網側、用戶側儲能責任的共擔機制，結合電力交易改革開展試點，通過靈活的市場化機制實現儲能和調峰的成本回收。
會議全面分析研判能源迎峰度夏供需形勢，抓住突出矛盾和問題，圍繞“改革、增儲、安全”，指導有關方面全力做好迎峰度夏能源供應保障。國家發展改革委副主任連維良出席會議并作重要講話，國家能源局副局長劉寶華提出工作要求，國家發展改革委趙辰昕副秘書長主持會議，國家電網公司負責同志和相關省份人民政府聯系工作的副秘書長就有關工作發言。
會議要求，各地各有關方面充分認識今年能源迎峰度夏面臨的新情況、新形勢，重點在改革、增儲、安全上下功夫，以改革保供應，以增儲保供應，以安全保供應。
會議強調，電力保供方面：
一是深化電力交易改革，全面推動簽訂電力中長期合同，加快推動電力現貨交易的結算試運行，市場化方式推動電力峰谷分時交易，增加現貨市場申報價段數，鼓勵更多輔助服務納入電力交易。
二是深化發用電計劃改革，研究制定優先發電優先購電計劃與市場化交易銜接方案，分省逐步試點，推動發電側有序放開。
三是深化增量配電業務改革，創新對用戶的延伸服務，探索增量配電企業運營模式，明確調度規則，保障有序、安全運行。
四是深化儲能和調峰機制改革，明確電源側、電網側、用戶側儲能責任的共擔機制，結合電力交易改革開展試點，通過靈活的市場化機制實現儲能和調峰的成本回收。
五是深化清潔能源消納改革，落實保障性消納制度，區分規劃內和規劃外項目分類完善消納方案，引導清潔能源有序發展。
據北極星儲能網統計，目前已有十六個省份、地區發布了調峰輔助服務市場運營規則文件，幾乎每個文件都提及儲能可參與市場。
1福建
6月30日福建能監辦正式印發《福建省電力調峰輔助服務交易規則(試行)(2020年修訂版)》，在電儲能參與調峰輔助服務方面，參與調峰交易的儲能規模不小于10MW/40MWh。文件鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業等投資建設電儲能設施。獨立電儲能設施的充電電量既可執行目錄峰谷電價，也可參與直接調峰交易購買低谷電量。用戶側、獨立電儲能放電電量可作為分布式電源就近向電網出售電量，放電價格按照有關規定執行.
2湖北
6月4日，華中能源監管局印發《湖北電力調峰輔助服務市場運營規則（試行）》，鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施。10MW/40MWh及以上的獨立電儲能設施企業可作為主體參與電力調峰輔助服務市場。參與電儲能調峰交易的電儲能設施包括除抽水蓄能以外，以壓縮空氣蓄能、飛輪蓄能等為主的物理蓄能設施，和以鋰電池、鉛蓄電池、超級電容等為主的化學儲能設施。
3湖南
5月15日，湖南能監辦印發《湖南省電力輔助服務市場交易模擬運行規則》，儲能等輔助服務商可作為市場主體參與，且文件指出省調可優先調用儲能電站資源。其中在深度調峰方面，儲能電站按充電電量報價，報價上限為500元/MWH，且儲能電站充電電量同時執行現行用電側峰谷分時電價；在緊急短時調峰交易，滿足技術標準、符合市場相關條件的10MW及以上的儲能電站可參與，功率≥30MW、持續60分鐘以上的儲能電站報價上限600元/MWH。
4貴州
1月20日，貴州能監辦印發《貴州電力調峰輔助服務市場交易規則（試行）（征求意見稿）》，文件指出鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業等投資建設電儲能設施；鼓勵集中式間隙性能源發電基地配置適當規模的電儲能設施，實現電儲能設施與新能源、電網的協調優化運行；鼓勵在小區、樓宇、工商企業等用戶側建設分布式電儲能設施。原則上，當所有涉及的燃煤機組基本調峰調用完畢后，為鼓勵電儲能產業發展，優先按申報價格從低到高依次調用儲能調峰。當儲能調峰調用完畢或無儲能調峰調用資源，且至少需要 1 臺燃煤機組提供深度調峰服務時，啟動深度調峰；儲能調峰最高限價0.2元/kWh。
5甘肅
1月20日，甘肅能監辦印發《甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則》（2020年修訂版）。文件定義在新能源場站計量出口內建有儲能設施的新能源場站稱為儲能新能源，且電儲能設施與新能源場站視為整體，儲能充電能力在棄風棄光時優先使用，此部分充電電量視為新能源場站增量電量。電廠或用戶計量出口外的電儲能設施，可與同一控制區域的新能源電廠簽訂雙邊協議形成虛擬電廠，其充電能力由虛擬電廠中棄風棄光時優先使用，此部分充電電量視為新能源場站增量電量。文件指出，在新能源場站或虛擬電廠中的儲能設施參與調峰輔助服務交易，申報價格上限0.5元/千瓦時。
6東北
2019年7月1日，東北電力輔助服務市場正式啟動試運行并結算，根據文件所述，電儲能可在電源側或用戶側為電網提供儲能調峰輔助服務。其中用戶側電儲能設施可與風電、光伏企業協商開展雙邊交易，交易價格的上限、下限分別為 0.2、0.1 元/千瓦時。
7河南
2019年7月29日，河南能監辦印發《河南電力調峰輔助服務交易規則（試行）》，規則指出，電儲能既可在電源側，也可在負荷側或者以獨立電儲能設施為系統提供調峰等輔助服務。在發電企業建設的電儲能設施，與發電機組聯合參與調峰，按深度調峰交易管理，報價最高為0.5-0.7元/kWh。電網側和用戶側的電儲能設施、獨立電儲能設施均可作為獨立市場主體參與河南電力調峰輔助服務市場。河南電力調峰輔助服務交易于2020年1月1日正式啟動。
8廣西
2019年7月，南方能監局印發《廣西電力調峰輔助服務交易規則》(征求意見稿)，文件明確鼓勵發電企業通過利用儲能等新技術、開展靈活性改造等方式提升作為調峰能力參與交易，具備一定規模的儲能設備的主體可參與需求側調峰享受收益均攤。
9青海
2019年8月，青海啟動電力輔助服務市場化交易試運行。根據《青海電力輔助服務市場運營規則（試行）》，儲能電站可作為市場主體參與調峰等輔助服務，電網調用儲能設施參與青海電網調峰價格暫定0.7元/千瓦時。準入條件為發電企業、用戶側或電網側儲能設施，充電功率在10MW以上、持續充電時間2小時以上。
10江蘇
2019年2月1日，江蘇省能監辦、江蘇省工信廳印發《關于做好輔助服務（調峰）市場試運行有關工作的通知》，文件指出深度調峰報價的最高限價暫定為600元/MWh。
2019年9月18日，江蘇能監辦發布關于《江蘇電力輔助服務(調峰)市場啟停交易補充規則（征求意見稿）》，文件表示，符合準入條件且充電/放電功率 20 兆瓦以上、持續時間 2 小時以上的儲能電站，可以直接注冊調峰輔助服務市場成員。鼓勵綜合能源服務商匯集儲能電站，匯集容量達到充電/放電功率 20 兆瓦以 上、持續時間 2 小時以上且符合準入條件的，可以注冊調峰輔助服務市場成員。
11河北南網
2019年11月，《河北南網電力調峰輔助服務市場運營規則（模擬運行版）》發布，其中指出調峰服務費用應由火電、風電、集中式光伏等發電企業共同承擔。風電光伏企業在其他資源用盡情況下，參與電網調峰。火電機組報價上限為500元/MWh。
12山東
2019年11月，山東能監辦發布《關于修訂山東電力輔助服務市場運營規則（試行）》，文件提出試運行初期，設置有償調峰出清價最高上限，降出力調峰暫按 150 元/兆瓦時執行，停機調峰暫按400元/兆瓦時執行。停機調峰出清價格上限值為400元/兆瓦時。
13華北
2019年11月，華北能監局就《第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場試點方案(征求意見稿)》征求意見，擬通過開展試點，探索將電力輔助服務市場參與方由發電側延伸至負荷側的新機制。其中指出滿足調節容量不小于2.5MWh、最大充放電功率不小于5MW等條件的儲能裝置、電動汽車(充電樁)、電采暖、負荷側調節資源等可作為第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場，保障華北電網安全穩定運行，提升風電、光伏等新能源消納空間。
14寧夏
2018年3月22日，國家能源局西北監管局會同寧夏回族自治區經濟和信息化委員會聯合下發《寧夏電力輔助服務市場運營規則(試行)》，電儲能裝置可參與市場。
火電企業計量處口內建設的電儲能設施，可與機組聯合參與調峰，在深度調峰交易中抵減機組發電出力進行費用計算及補償。深度調峰交易采用“階梯式”報價方式，負荷率40%--50%報價范圍0--0.4元/兆瓦時，負荷率小于40%報價范圍0.4--1元/兆瓦時。在風電場、光伏電站計量出口內建設的電儲能設施，由電儲能設施投資運營方與風電場、光伏電站協商確定補償費用。用戶側電儲能設施可與風電、光伏企業協商開展雙邊交易，市場初期原則上雙邊交易價格上下限分別為0.2、0.1元/千瓦時。
15安徽
2018年8月，華東能監局發布《安徽電力調峰輔助服務市場運營規則(試行)》征求意見稿，意見稿中明確指出電力調峰輔助服務市場包含電儲能調峰交易，電源側發電企業計量出口外的電儲能設施、用戶側的電儲能設施、以及充電功率1萬千瓦及以上、持續充電時間4小時及以上的獨立電儲能設施均可作為獨立市場主體參與安徽電力調峰輔助服務市場。意見稿中電力儲能市場交易章節對電儲能調峰交易模式、儲能企業獲得調峰服務費用等進行了詳細定義。
16山西
2017年11月，山西能監辦下發了《關于鼓勵電儲能參與山西省調峰調頻輔助服務有關事項的通知》，通知中明確規定儲能運營企業可參與調峰和調頻輔助服務，并且電儲能設施可作為參與輔助服務提供及費用結算的主體，電儲能設施獨立并網,根據調度指令獨立完成輔助服務任務,并單獨計量的運行方式 。
17重慶
2019年4月，為進一步推進重慶電網輔助服務市場化，促進清潔能源消納，華中能監局、重慶經信委聯合印發《重慶電網輔助服務(調峰)交易規則》，規則提到當網外清潔能源消納困難需要購買重慶調峰輔助服務時，開展深度調峰交易。市場主體包括重慶市電力調度控制中心直調及許可調度的發電企業(火電、水電、風電、光伏)以及向重慶電網送電的網外發電企業。
據統計已有16個省份地區發布了調峰輔助服務市場政策文件，其中大多數地區都指出儲能可參與并獲得相應補償收益。
7月9日，國家發展改革委組織召開全國電視電話會議，安排部署2020年能源迎峰度夏工作。會議指出深化儲能和調峰機制改革，明確電源側、電網側、用戶側儲能責任的共擔機制，結合電力交易改革開展試點，通過靈活的市場化機制實現儲能和調峰的成本回收。
會議全面分析研判能源迎峰度夏供需形勢，抓住突出矛盾和問題，圍繞“改革、增儲、安全”，指導有關方面全力做好迎峰度夏能源供應保障。國家發展改革委副主任連維良出席會議并作重要講話，國家能源局副局長劉寶華提出工作要求，國家發展改革委趙辰昕副秘書長主持會議，國家電網公司負責同志和相關省份人民政府聯系工作的副秘書長就有關工作發言。
會議要求，各地各有關方面充分認識今年能源迎峰度夏面臨的新情況、新形勢，重點在改革、增儲、安全上下功夫，以改革保供應，以增儲保供應，以安全保供應。
會議強調，電力保供方面：
一是深化電力交易改革，全面推動簽訂電力中長期合同，加快推動電力現貨交易的結算試運行，市場化方式推動電力峰谷分時交易，增加現貨市場申報價段數，鼓勵更多輔助服務納入電力交易。
二是深化發用電計劃改革，研究制定優先發電優先購電計劃與市場化交易銜接方案，分省逐步試點，推動發電側有序放開。
三是深化增量配電業務改革，創新對用戶的延伸服務，探索增量配電企業運營模式，明確調度規則，保障有序、安全運行。
四是深化儲能和調峰機制改革，明確電源側、電網側、用戶側儲能責任的共擔機制，結合電力交易改革開展試點，通過靈活的市場化機制實現儲能和調峰的成本回收。
五是深化清潔能源消納改革，落實保障性消納制度，區分規劃內和規劃外項目分類完善消納方案，引導清潔能源有序發展。
據北極星儲能網統計，目前已有十六個省份、地區發布了調峰輔助服務市場運營規則文件，幾乎每個文件都提及儲能可參與市場。
1福建
6月30日福建能監辦正式印發《福建省電力調峰輔助服務交易規則(試行)(2020年修訂版)》，在電儲能參與調峰輔助服務方面，參與調峰交易的儲能規模不小于10MW/40MWh。文件鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業等投資建設電儲能設施。獨立電儲能設施的充電電量既可執行目錄峰谷電價，也可參與直接調峰交易購買低谷電量。用戶側、獨立電儲能放電電量可作為分布式電源就近向電網出售電量，放電價格按照有關規定執行.
2湖北
6月4日，華中能源監管局印發《湖北電力調峰輔助服務市場運營規則（試行）》，鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施。10MW/40MWh及以上的獨立電儲能設施企業可作為主體參與電力調峰輔助服務市場。參與電儲能調峰交易的電儲能設施包括除抽水蓄能以外，以壓縮空氣蓄能、飛輪蓄能等為主的物理蓄能設施，和以鋰電池、鉛蓄電池、超級電容等為主的化學儲能設施。
3湖南
5月15日，湖南能監辦印發《湖南省電力輔助服務市場交易模擬運行規則》，儲能等輔助服務商可作為市場主體參與，且文件指出省調可優先調用儲能電站資源。其中在深度調峰方面，儲能電站按充電電量報價，報價上限為500元/MWH，且儲能電站充電電量同時執行現行用電側峰谷分時電價；在緊急短時調峰交易，滿足技術標準、符合市場相關條件的10MW及以上的儲能電站可參與，功率≥30MW、持續60分鐘以上的儲能電站報價上限600元/MWH。
4貴州
1月20日，貴州能監辦印發《貴州電力調峰輔助服務市場交易規則（試行）（征求意見稿）》，文件指出鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業等投資建設電儲能設施；鼓勵集中式間隙性能源發電基地配置適當規模的電儲能設施，實現電儲能設施與新能源、電網的協調優化運行；鼓勵在小區、樓宇、工商企業等用戶側建設分布式電儲能設施。原則上，當所有涉及的燃煤機組基本調峰調用完畢后，為鼓勵電儲能產業發展，優先按申報價格從低到高依次調用儲能調峰。當儲能調峰調用完畢或無儲能調峰調用資源，且至少需要 1 臺燃煤機組提供深度調峰服務時，啟動深度調峰；儲能調峰最高限價0.2元/kWh。
5甘肅
1月20日，甘肅能監辦印發《甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則》（2020年修訂版）。文件定義在新能源場站計量出口內建有儲能設施的新能源場站稱為儲能新能源，且電儲能設施與新能源場站視為整體，儲能充電能力在棄風棄光時優先使用，此部分充電電量視為新能源場站增量電量。電廠或用戶計量出口外的電儲能設施，可與同一控制區域的新能源電廠簽訂雙邊協議形成虛擬電廠，其充電能力由虛擬電廠中棄風棄光時優先使用，此部分充電電量視為新能源場站增量電量。文件指出，在新能源場站或虛擬電廠中的儲能設施參與調峰輔助服務交易，申報價格上限0.5元/千瓦時。
6東北
2019年7月1日，東北電力輔助服務市場正式啟動試運行并結算，根據文件所述，電儲能可在電源側或用戶側為電網提供儲能調峰輔助服務。其中用戶側電儲能設施可與風電、光伏企業協商開展雙邊交易，交易價格的上限、下限分別為 0.2、0.1 元/千瓦時。
7河南
2019年7月29日，河南能監辦印發《河南電力調峰輔助服務交易規則（試行）》，規則指出，電儲能既可在電源側，也可在負荷側或者以獨立電儲能設施為系統提供調峰等輔助服務。在發電企業建設的電儲能設施，與發電機組聯合參與調峰，按深度調峰交易管理，報價最高為0.5-0.7元/kWh。電網側和用戶側的電儲能設施、獨立電儲能設施均可作為獨立市場主體參與河南電力調峰輔助服務市場。河南電力調峰輔助服務交易于2020年1月1日正式啟動。
8廣西
2019年7月，南方能監局印發《廣西電力調峰輔助服務交易規則》(征求意見稿)，文件明確鼓勵發電企業通過利用儲能等新技術、開展靈活性改造等方式提升作為調峰能力參與交易，具備一定規模的儲能設備的主體可參與需求側調峰享受收益均攤。
9青海
2019年8月，青海啟動電力輔助服務市場化交易試運行。根據《青海電力輔助服務市場運營規則（試行）》，儲能電站可作為市場主體參與調峰等輔助服務，電網調用儲能設施參與青海電網調峰價格暫定0.7元/千瓦時。準入條件為發電企業、用戶側或電網側儲能設施，充電功率在10MW以上、持續充電時間2小時以上。
10江蘇
2019年2月1日，江蘇省能監辦、江蘇省工信廳印發《關于做好輔助服務（調峰）市場試運行有關工作的通知》，文件指出深度調峰報價的最高限價暫定為600元/MWh。
2019年9月18日，江蘇能監辦發布關于《江蘇電力輔助服務(調峰)市場啟停交易補充規則（征求意見稿）》，文件表示，符合準入條件且充電/放電功率 20 兆瓦以上、持續時間 2 小時以上的儲能電站，可以直接注冊調峰輔助服務市場成員。鼓勵綜合能源服務商匯集儲能電站，匯集容量達到充電/放電功率 20 兆瓦以 上、持續時間 2 小時以上且符合準入條件的，可以注冊調峰輔助服務市場成員。
11河北南網
2019年11月，《河北南網電力調峰輔助服務市場運營規則（模擬運行版）》發布，其中指出調峰服務費用應由火電、風電、集中式光伏等發電企業共同承擔。風電光伏企業在其他資源用盡情況下，參與電網調峰。火電機組報價上限為500元/MWh。
12山東
2019年11月，山東能監辦發布《關于修訂山東電力輔助服務市場運營規則（試行）》，文件提出試運行初期，設置有償調峰出清價最高上限，降出力調峰暫按 150 元/兆瓦時執行，停機調峰暫按400元/兆瓦時執行。停機調峰出清價格上限值為400元/兆瓦時。
13華北
2019年11月，華北能監局就《第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場試點方案(征求意見稿)》征求意見，擬通過開展試點，探索將電力輔助服務市場參與方由發電側延伸至負荷側的新機制。其中指出滿足調節容量不小于2.5MWh、最大充放電功率不小于5MW等條件的儲能裝置、電動汽車(充電樁)、電采暖、負荷側調節資源等可作為第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場，保障華北電網安全穩定運行，提升風電、光伏等新能源消納空間。
14寧夏
2018年3月22日，國家能源局西北監管局會同寧夏回族自治區經濟和信息化委員會聯合下發《寧夏電力輔助服務市場運營規則(試行)》，電儲能裝置可參與市場。
火電企業計量處口內建設的電儲能設施，可與機組聯合參與調峰，在深度調峰交易中抵減機組發電出力進行費用計算及補償。深度調峰交易采用“階梯式”報價方式，負荷率40%--50%報價范圍0--0.4元/兆瓦時，負荷率小于40%報價范圍0.4--1元/兆瓦時。在風電場、光伏電站計量出口內建設的電儲能設施，由電儲能設施投資運營方與風電場、光伏電站協商確定補償費用。用戶側電儲能設施可與風電、光伏企業協商開展雙邊交易，市場初期原則上雙邊交易價格上下限分別為0.2、0.1元/千瓦時。
15安徽
2018年8月，華東能監局發布《安徽電力調峰輔助服務市場運營規則(試行)》征求意見稿，意見稿中明確指出電力調峰輔助服務市場包含電儲能調峰交易，電源側發電企業計量出口外的電儲能設施、用戶側的電儲能設施、以及充電功率1萬千瓦及以上、持續充電時間4小時及以上的獨立電儲能設施均可作為獨立市場主體參與安徽電力調峰輔助服務市場。意見稿中電力儲能市場交易章節對電儲能調峰交易模式、儲能企業獲得調峰服務費用等進行了詳細定義。
16山西
2017年11月，山西能監辦下發了《關于鼓勵電儲能參與山西省調峰調頻輔助服務有關事項的通知》，通知中明確規定儲能運營企業可參與調峰和調頻輔助服務，并且電儲能設施可作為參與輔助服務提供及費用結算的主體，電儲能設施獨立并網,根據調度指令獨立完成輔助服務任務,并單獨計量的運行方式 。
17重慶
2019年4月，為進一步推進重慶電網輔助服務市場化，促進清潔能源消納，華中能監局、重慶經信委聯合印發《重慶電網輔助服務(調峰)交易規則》，規則提到當網外清潔能源消納困難需要購買重慶調峰輔助服務時，開展深度調峰交易。市場主體包括重慶市電力調度控制中心直調及許可調度的發電企業(火電、水電、風電、光伏)以及向重慶電網送電的網外發電企業。
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