青海省的儲能電站如何參與電力市場？已經投運的儲能電站目前在電力市場中的收益情況如何？未來是否有政策出臺支持儲能電站應用？一直是大家關心的話題。

12月1日，在“第七屆中國儲能西部論壇”上，國家能源局西北監管市場監管處副處長呂銳對青海省儲能參與調峰輔助服務市場的情況做了總結，或可為我們了解青海省儲能的實際運營現狀提供有益的借鑒。

以下是呂銳處長講話的部分重點內容。

青海省儲能參與調峰輔助服務

分為市場化交易、電網直接調用兩種模式

市場化交易：新能源和儲能通過雙邊交易協商及市場競價的形式，達成包含交易時段、交易電力、電量及交易價格等內容在內的交易意向。

例如：以新能源批復電價1.15元/kWh為標準，新能源場站與儲能通過雙邊協商交易的電量，新能源場站獲得0.35元/kWh，儲能電站獲得0.8元/kWh。

電網直接調用：新能源與儲能市場化交易未完成，條件允許時，電網按照約定的價格直接對儲能進行調用，在電網有接納空間時釋放。

目前已有兩座儲能電站參與市場交易

儲能電站合計收益7597萬元

青海省目前已參與市場交易的儲能電站有兩座：魯能海西格爾木多能互補儲能電站（50MW/100MWh）、閔行儲能電站（32MW/64MWh）。另外，海博思創儲能電站（100MW/200MWh）也將于年底投運。

截至2022年9月底，已投運的兩座共享儲能電站累計交易電量1.15億千萬時，其中雙邊協商交易177萬千瓦時，集中競價交易971萬千瓦時，電網調用合計1.001億千萬時，交易價格介于0.675元-0.75元/kWh之間，儲能電站合計收益7597萬元。

儲能與電力市場也曾跟蹤過青海省共享儲能電站的收益情況，如下表所示。

青海調峰市場經驗向西北區域推廣

儲能將參與調峰容量市場

目前，青海的試點經驗已向寧夏、陜西和區域跨省調峰輔助服務市場陸續推廣。但這些區域的共享儲能電站正處于建設階段，尚未并網。

國家能源局西北監管局今年正在推進的靈活調節資源容量市場建設，儲能將作為獨立的市場主體，更廣泛的參與電力輔助服務市場。

以有償調峰為切入點

西北輔助服務市場已運營5年

2017年起，寧夏、西北區域、青海和陜西省的電力輔助服務市場開始陸續開展，以有償調峰為切入點，目前已形成有效競爭的電力輔助服務市場。包含：

調峰、備用、調頻三大類交易

火電、水電、新能源、自備電廠機組、電化學儲能電站、符合聚合商和電力用戶等多類市場主體

截至目前，輔助服務補償費用累計達77.77億元。其中，新能源分攤61.12億元，火電分攤16.65億元。新能源是輔助服務費用主要的承擔方。

優先推進調峰容量市場建設

2022年，西北優先推進調峰容量市場交易，激勵新能源消納調峰調峰資源建設，銜接調峰市場；激勵電力保供頂峰容量市場建設，銜接備用市場。

2023年以后，激勵調頻資源建設，銜接調頻市場；激勵爬坡資源、轉動慣量資源建設。

調峰容量市場是區域容量市場，按市場化方式在西北電網統一配置和補償。調峰容量市場的一些基本條款如下：

容量提供方為：火電機組、新型儲能、可調節負荷

容量需求方為：新能源企業、未中標的火電機組、未參與或未中標西北調峰容量市場的市場化電力用戶

儲能在調峰容量市場的價格申報上限為100元/（MW·日）

采用“單邊競價、邊際出清”的模式，以“省內優先匹配、省間成本最低”的原則依次出清

西北“兩個細則”修訂中

西北區域第一版“兩個細則”正式印發與2009年，2019年已更新至第四版，2022年1月發布了“兩個細則”補充規則。

2021年的“兩個細則”運行結果顯示，“兩個細則”考核最多的項為發電能力下降、AGC、光功率預測；補償最多的項為旋轉備用、AGC、AVC。新能源整體上為資金流出方。

西北區域“兩個細則”的修訂工作仍在持續進行，擴充并網運行新主體、增加輔助服務新品種、補充考核補償新要求，是修訂工作的三個要點。

新型儲能參與“兩個細則”也將制定相關考核條款，包括：調度管理、一次調頻、AGC、AVC管理等考核項。

根據“誰受益、誰負擔”的原則，西北也在研究推進輔助服務市場費用向用戶側疏導的機制：

調峰市場以發電承擔為主

頂峰以用戶為主

備用、容量、調頻市場由雙方平均分攤

所有參與電力市場的工商業用戶（含國網代購電用戶）按照交易電量分攤輔助服務市場費用，但短期內不宜引起用市場用戶用電成本顯著增長。

儲能與電力市場也了解到，近日，西北能源監管局、甘肅、新疆能源監管、國網西北分部、五?。▍^）電力公司、區域內主要發電企業、新型市場主體，共同召開了西北區域“兩個細則”修訂工作會，西北能源監管局將按計劃公開征求意見，并對“兩個細則”進一步修改完善。