日前，青海省能源局发布了电力现货市场及其相关配套细则共五份文件，规定10MW/2h以上的储能电站，可以独立身份参与电能量交易和辅助服务交易。

(相关资料图)

青海省的储能电站如何参与电力市场？已经投运的储能电站目前在电力市场中的收益情况如何？未来是否有政策出台支持储能电站应用？一直是大家关心的话题。

12月1日，在“第七届中国储能西部论坛”上，国家能源局西北监管市场监管处副处长吕锐对青海省储能参与调峰辅助服务市场的情况做了总结，或可为我们了解青海省储能的实际运营现状提供有益的借鉴。

以下是吕锐处长讲话的部分重点内容。

青海省储能参与调峰辅助服务

分为市场化交易、电网直接调用两种模式

市场化交易：新能源和储能通过双边交易协商及市场竞价的形式，达成包含交易时段、交易电力、电量及交易价格等内容在内的交易意向。

例如：以新能源批复电价1.15元/kWh为标准，新能源场站与储能通过双边协商交易的电量，新能源场站获得0.35元/kWh，储能电站获得0.8元/kWh。

电网直接调用：新能源与储能市场化交易未完成，条件允许时，电网按照约定的价格直接对储能进行调用，在电网有接纳空间时释放。

目前已有两座储能电站参与市场交易

储能电站合计收益7597万元

青海省目前已参与市场交易的储能电站有两座：鲁能海西格尔木多能互补储能电站（50MW/100MWh）、闵行储能电站（32MW/64MWh）。另外，海博思创储能电站（100MW/200MWh）也将于年底投运。

截至2022年9月底，已投运的两座共享储能电站累计交易电量1.15亿千万时，其中双边协商交易177万千瓦时，集中竞价交易971万千瓦时，电网调用合计1.001亿千万时，交易价格介于0.675元-0.75元/kWh之间，储能电站合计收益7597万元。

储能与电力市场也曾跟踪过青海省共享储能电站的收益情况，如下表所示。

青海调峰市场经验向西北区域推广

储能将参与调峰容量市场

目前，青海的试点经验已向宁夏、陕西和区域跨省调峰辅助服务市场陆续推广。但这些区域的共享储能电站正处于建设阶段，尚未并网。

国家能源局西北监管局今年正在推进的灵活调节资源容量市场建设，储能将作为独立的市场主体，更广泛的参与电力辅助服务市场。

以有偿调峰为切入点

西北辅助服务市场已运营5年

2017年起，宁夏、西北区域、青海和陕西省的电力辅助服务市场开始陆续开展，以有偿调峰为切入点，目前已形成有效竞争的电力辅助服务市场。包含：

调峰、备用、调频三大类交易

火电、水电、新能源、自备电厂机组、电化学储能电站、符合聚合商和电力用户等多类市场主体

截至目前，辅助服务补偿费用累计达77.77亿元。其中，新能源分摊61.12亿元，火电分摊16.65亿元。新能源是辅助服务费用主要的承担方。

优先推进调峰容量市场建设

2022年，西北优先推进调峰容量市场交易，激励新能源消纳调峰调峰资源建设，衔接调峰市场；激励电力保供顶峰容量市场建设，衔接备用市场。

2023年以后，激励调频资源建设，衔接调频市场；激励爬坡资源、转动惯量资源建设。

调峰容量市场是区域容量市场，按市场化方式在西北电网统一配置和补偿。调峰容量市场的一些基本条款如下：

容量提供方为：火电机组、新型储能、可调节负荷

容量需求方为：新能源企业、未中标的火电机组、未参与或未中标西北调峰容量市场的市场化电力用户

储能在调峰容量市场的价格申报上限为100元/（MW·日）

采用“单边竞价、边际出清”的模式，以“省内优先匹配、省间成本最低”的原则依次出清

西北“两个细则”修订中

西北区域第一版“两个细则”正式印发与2009年，2019年已更新至第四版，2022年1月发布了“两个细则”补充规则。

2021年的“两个细则”运行结果显示，“两个细则”考核最多的项为发电能力下降、AGC、光功率预测；补偿最多的项为旋转备用、AGC、AVC。新能源整体上为资金流出方。

西北区域“两个细则”的修订工作仍在持续进行，扩充并网运行新主体、增加辅助服务新品种、补充考核补偿新要求，是修订工作的三个要点。

新型储能参与“两个细则”也将制定相关考核条款，包括：调度管理、一次调频、AGC、AVC管理等考核项。

根据“谁受益、谁负担”的原则，西北也在研究推进辅助服务市场费用向用户侧疏导的机制：

调峰市场以发电承担为主

顶峰以用户为主

备用、容量、调频市场由双方平均分摊

所有参与电力市场的工商业用户（含国网代购电用户）按照交易电量分摊辅助服务市场费用，但短期内不宜引起用市场用户用电成本显著增长。

储能与电力市场也了解到，近日，西北能源监管局、甘肃、新疆能源监管、国网西北分部、五省（区）电力公司、区域内主要发电企业、新型市场主体，共同召开了西北区域“两个细则”修订工作会，西北能源监管局将按计划公开征求意见，并对“两个细则”进一步修改完善。