按照2025 年、2030年全社会用电量预计达到9.5万亿千瓦时、11万亿千瓦时测算，假设全国平均销售电价0.6元/千瓦，辅助服务费占全社会用电费用的3%，2025年、2030年辅助服务市场规模将分别达到1710亿元、1980亿元。

记者采访了解到，去年已经有11个省份的新型储能电站参与调峰辅助服务市场，装机规模达112.3万千瓦，交易电量1.7亿千瓦时，平均出清价0.42元/千瓦时。其中，甘肃、福建的新型储能电站参与了调频辅助服务市场。

田庆军对记者表示：“电力辅助服务品种众多，我国主要是调峰、调频两种，国外的调频则更为精细。国外成熟的电力市场中，储能60%-70%的收益来自于辅助服务费用。而我国目前超半数的储能投资收益来自峰谷价差。未来，我国储能通过参与电力辅助服务盈利的比重将越来越高。”

多位业内人士认为，国外电力现货市场较为成熟，调峰服务被纳入电力现货市场而非辅助服务市场。随着我国电力现货市场的不断完善，未来辅助服务市场有望取消调峰产品。

关键在于明确定位

无论是参与电力现货，还是调峰、调频辅助服务，储能企业基本上都是微利。业内人士认为，储能产业仍以政策驱动为主，其参与市场的关键在于明确定位。虽然目前已经明确了储能可作为输电资产，但其通过输配电价回收成本的方式有待进一步明确。

“储能作为新型市场主体，充电时具有用户特性，放电时又具有发电特性，而目前各地发电执行的是节点电价，用户执行的是分区电价，储能以何种身份参与市场，是目前亟须研究的问题。”杨春祥表示，电力现货市场价差会影响储能调节价值体现，下一阶段的重点是拉开现货市场的价差，充分发挥有为政府和有效市场的作用。一方面，政府通过价格管控保障用户侧价格相对稳定；另一方面，通过市场的价格信号体现出储能的调节能力，即让调节能力越好的储能，获得的收益越多。

“此外，还要进一步优化完善现货市场和辅助服务市场交易规则，推动储能在电力系统中各场景的应用。另外，储能的容量价值尚未得到发掘，未能很好地考虑调频、能量、备用等市场之间的耦合关系，需要深入探索容量补偿机制。”杨春祥进一步建议。