中國儲能網訊：近日，西北能監局發布《青海省電力輔助服務市場運營規則》（征求意見稿），備受業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。
根據此前青海共享儲能的交易規則，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的調度。
具體來說，當新能源場站出現棄光限電時，首先由新能源場站與儲能電站進行雙邊協調，協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，在出現棄風棄光的時候，電網可以直接調用，每度電按0.7元執行，產生的費用由全省所有的發電企業均攤。
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模、發電量居全國前列，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，形勢的發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展投資貿易洽談會上，青海方面與國內多個儲能企業簽訂框架協議，其中海博思創擬在德令哈投資建設100MW/200MWh儲能電站；國網時代與格爾木市簽訂“國網時代青海海西吉瓦級儲能電站示范工程項目”戰略合作框架協議；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展、與儲能價值匹配的分攤機制和電價機制。
附文件全文：
