中國儲能網(wǎng)訊：近日，西北能監(jiān)局發(fā)布《青海省電力輔助服務市場運營規(guī)則》（征求意見稿），備受業(yè)界關注的是對儲能參與調峰的相關條款進行修正。
其中最大的變動在于，調整了儲能參與電網(wǎng)調峰的價格，每度電的補償價格由0.7元下調至0.5元，電網(wǎng)調用調峰費用計算方式也由之前的充電電量換成放電電量結算。
針對此次價格的調整，有業(yè)內人士表示，調峰價格的下調將進一步減少儲能電站的整體收入，這將進一步挫傷青海儲能投資的積極性。
根據(jù)此前青海共享儲能的交易規(guī)則，共享儲能電站收入主要來自兩個方面：大部分收益來自新能源場站與儲能達成的雙邊交易，另外少部分是來自電網(wǎng)的調度。
具體來說，當新能源場站出現(xiàn)棄光限電時，首先由新能源場站與儲能電站進行雙邊協(xié)調，協(xié)調不成可在共享儲能交易平臺市場競價，進行集中交易。如果儲能電站還有剩余容量，在出現(xiàn)棄風棄光的時候，電網(wǎng)可以直接調用，每度電按0.7元執(zhí)行，產(chǎn)生的費用由全省所有的發(fā)電企業(yè)均攤。
當然，此次調整也并非全部是利空。文件明確，共享儲能單邊交易費用明確改為按月結算，由收益太陽能、風電共同分攤。一直以來受制于光伏補貼拖欠，儲能收益必須走光伏發(fā)電費用，在很多情況下干了活也拿不到錢，導致儲能項目運行難以為繼。
西北能源監(jiān)管局相關人士對“儲能100人”表示，之前儲能調峰費用結算需要兩年半左右的周期，存在很多不確定性。此次雖然價格下調了，但是次月就能分攤，大大減輕了儲能的資金成本，實則為儲能參與調峰掃清了障礙。另外，雙邊交易的費用結算方式是否按月結算還在聽取各方意見中。
青海省可再生能源裝機規(guī)模、發(fā)電量居全國前列，截至2020年10月底，青海省新能源裝機占比達到57.2%，成為中國首個新能源裝機過半的省級行政區(qū)，形勢的發(fā)展讓儲能角色日益吃重。
在今年舉辦的第二十一屆青海綠色發(fā)展投資貿易洽談會上，青海方面與國內多個儲能企業(yè)簽訂框架協(xié)議，其中海博思創(chuàng)擬在德令哈投資建設100MW/200MWh儲能電站；國網(wǎng)時代與格爾木市簽訂“國網(wǎng)時代青海海西吉瓦級儲能電站示范工程項目”戰(zhàn)略合作框架協(xié)議；由上海誠通基合基金管理股權投資有限公司、上海電氣（安徽）儲能科技有限公司、華北電力設計院、浙江南都電源動力股份有限公司組成的聯(lián)合體擬在擬在海西州投資建設2GW儲能項目。
事實上，儲能參與調峰雖然豐富了儲能的收益來源，但純粹靠調峰難以收回儲能的投資成本，需要進一步深入探索適應儲能發(fā)展、與儲能價值匹配的分攤機制和電價機制。
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