调峰补偿-碳索储能网

多地出台补贴新政，储能电站闲置问题有救了？

来源：碳索储能网发布时间：2022-01-05 09:17:14

参与调峰补偿政策，能够促进储能项目的落地实施。结合地方需求，给予储能合理的补贴政策，是直接有效的激励手段。或改变储能电站闲置现状储能参与调峰过去一直算不过来经济账，导致很多储能电站宁可歇着也不
参与。有专家坦言：储能电池度电成本现在约为0.8元左右，大部分的调峰补偿价格都比这个数字低，没有经济性，储能参与市场不积极。实际上，强制配储政策拉动储能电站装机量猛增，但并网时间不定、盈利模式不明，导致

现有补偿机制易导致企业间“零和游戏”

来源：碳索储能网发布时间：2022-05-11 11:28:13

发电计划，让机组减少出力。通常，在调峰辅助服务市场上也会划分机组的调峰区间。按照目前的补偿机制，当电源调节范围在机组正常技术水平范围时，属于义务调峰区间，参与调峰的机组没有调峰补偿;当机组进入深度调峰
区间时，市场会给予机组一定补偿。以《福建规则》为例，燃煤机组的深度调峰补偿基准为负荷率60%，核电机组的这一数据为75%。电力市场专家解力也指出，以火电机组为例，当系统要求机组深度调峰力度较大时

华中区域最大光储项目盛大开工；60MW/60MWh！南网科技中标国内最大火储联合调频项目

来源：碳索储能网发布时间：2022-03-25 12:06:50

光储项目盛大开工。60MW/60MWh!南网科技中标国内最大火储联合调频项目。30MW/60MWh!华润财金红光渔业光伏项目三、四期配储EPC招标。储能调峰补偿上涨!南方区域两个细则征意见。 1
承包工程招标公告。公告中提出非联合体投标需具有自2019 年1月1日至投标截止日，至少有2 个5MWh以上磷酸铁锂储能电站(国内电源侧或电网侧)正式投运EPC业绩。 4、储能调峰补偿上涨!南方区域

储能调峰补偿上涨至0.792元/kWh，南方区域两个细则征求意见

来源：碳索储能网发布时间：2022-03-25 13:30:10

、虚拟电厂等形式)。独立储能电站参照煤机深度调峰第二档的补偿标准(以广东为例，储能深度调峰补偿标准为约为0.792 元/千瓦时，较2020 年版提高0.292 元/千瓦时);其他辅助服务如一
分散的储能聚合成为直控型聚合平台(含负荷聚合商、虚拟电厂等形式)。 2、独立储能电站参照煤机深度调峰第二档的补偿标准(以广东为例，储能深度调峰补偿标准为约为0.792 元/千瓦时，较2020 年版

独立储能调峰补偿0.648元/kWh，贵州修订调峰规则

来源：碳索储能网发布时间：2022-06-23 17:21:29

出力80%以上的火电机组，将获得顶峰补偿，解决火电机组高峰时段发电出力不足的问题。同时，按照谁提供、谁获利；谁受益、谁承担的原则，市场化电力用户将按照50%的分摊系数分摊调峰补偿费用，后续根据
谁提供、谁获利；谁受益、谁承担的原则，将调峰辅助服务补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，初步考虑调峰补偿费用由并网发电厂和市场化电力用户按照分摊系数均为50%进行分摊。后续根据

“十四五”期间有望实现近30倍增长，浙江储能加速发展

来源：碳索储能网发布时间：2022-07-01 11:23:13

，并发布了《浙江省十四五第一批新型储能示范项目》，涉及源网荷端共34个项目，储能示范项目规模总计1452.73MW/4155.435MWh。在储能调峰补偿方面，浙江是国内首次提出调峰储能电站
补偿方面，仅有启停调峰、黑启动调峰补偿分项，因此深度调峰的市场是否开启，具体补偿量有多大，尚不得而知。从浙江电力市场及辅助服务市场的市场情况看，对储能电站的激励力度还有所欠缺，预计储能电站项目的测算会存在一定难度。

调峰涨至0.792元/kWh！南方新型储能并网运行及辅助服务细则正式发布！

来源：碳索储能网发布时间：2022-06-15 14:16:22

。正式文件较3月发布的意见稿中10兆瓦/1小时规模相比，参与门槛向下调整，意味着更多储能电站将纳入电力辅助服务市场！（征求意见稿：储能调峰补偿上涨至0.792元/kWh！南方区域两个细则征意见
！）储能细则显示，新型储能可以参与一次调频、二次调频、无功调节以及调峰辅助服务并获得补偿，补偿规则标准主要为： 调峰补偿：在储能参与调峰辅助服务中，独立储能电站参照煤机深度调峰第二档的补偿标准

独立储能电站调峰、调频经济性探讨

来源：碳索储能网发布时间：2022-06-21 11:23:17

0.39 元/kWh；宁夏省内调峰电量 8.83 亿 kWh，调峰补偿 5.32 亿元，调峰均价为 0.60 元/kWh。2021 年两省发电量分别为 2615 和 2007 亿 kWh，按燃煤标杆电价
机制划分，调峰补偿分为固定补偿和市场化补偿两种。我国早期主要对辅助服务进行固定补偿， 2015 年至今开启对辅助服务市场化的探索。市场化调峰流程主要为：服务提供方在日前申报调峰价格和电量，调度机

湖南、山东共享储能电站收益模式分析（附共享储能项目）

来源：碳索储能网发布时间：2022-06-20 12:24:45

新能源电力消纳;二是有利于缩短投资回收周期，提高项目收益率;三是有利于促进储能形成独立的辅助服务提供商身份。湖南、山东是目前共享储能电站盈利模式较为典型的省份，共享储能电站可以获得调峰补偿、租赁费用、电费
收益和奖励电量。青海省储能调峰补偿标准0.5 元/kWh，年利用小时数不少于540 小时;宁夏省2022、2023 年度储能试点项目的调峰服务补偿价格为0.8 元/kWh，年调用次数不低于300 次

面向高比例新能源消纳的西北调峰辅助服务市场机制及实践

来源：碳索储能网发布时间：2021-11-18 23:59:57

不影响其月度电量计划。按照全面开展、试点先行、尽快推广原则，选定甘肃、宁夏自备企业开展虚拟储能试点，2019年共参与调峰8笔，调峰电量0.023亿kWh，获取调峰补偿11.49万元。随着调峰市场的全面
调峰参照所在省（区）内调峰辅助服务市场规则执行。截至2019年年底，特高压直流配套电源通过区域调峰辅助服务市场提供调峰服务，累计增发新能源电量达4.49亿kWh，配套电源获取的调峰补偿8490.39

宁夏：给予储能试点项目0.8元/KWh调峰补偿

来源：碳索储能网发布时间：2022-01-26 15:45:23

2021年11月25日消息，宁夏回族自治区发展改革委发布关于开展新型储能项目试点工作的通知(征求意见稿)。意见稿指出，拟在吴忠市、中卫市及宁东基地建设一批新型储能试点项目。每个地区试点项目不超过3个、且每个地区项目总规模不超过300MW/600MWh。预计三个地区总规模不超过900MW/1800MWh。 2022、2023年度，给予储能试点项目0.8元/千瓦时调峰服务补偿，每年调用完全充放电次数

目前宁夏已经规划好的共享储能电站达到10个

来源：碳索储能网发布时间：2022-02-21 15:50:16

不超过300兆瓦/600兆瓦时，并且要求所有项目在2022年9月30日之前建成并网。为激励试点项目的开展，参与调峰服务时，储能电站可获得0.8元/kWh的调峰补偿，并承诺年满充放电次数不少于300次
。此项补贴有效期为2022、2023两年。这就意味着，试点项目如按期投运，按年300次满充放计算，100MW/200MWh的储能容量，可获得调峰补偿4800万/年。如宁夏的项目开展顺利，下半年将有

双碳目标下储能参与电力系统辅助服务发展前景

来源：碳索储能网发布时间：2022-03-02 16:20:37

不小于2小时以上。因此，未来无论单储还是集储的规模都将逐步上升，这将给发电侧、电网侧、用户侧带来新的机遇和挑战。表2 典型地区储能参与调峰补偿标准 2 储能联合运行与典型案例分析 2.1
疏导。（2）健全新型储能的补偿机制从现有的调峰补偿政策来看，多省市以深度调峰管理作为补偿依据，部分地区将储能系统与火电机组同台竞价，导致补偿收益未能达到企业预期，极大降低了储能参与调峰项目建设

双碳目标下储能参与电力系统辅助服务发展前景

来源：碳索储能网发布时间：2022-03-02 16:20:37

不小于2小时以上。因此，未来无论单储还是集储的规模都将逐步上升，这将给发电侧、电网侧、用户侧带来新的机遇和挑战。表2 典型地区储能参与调峰补偿标准 2 储能联合运行与典型案例分析 2.1
疏导。（2）健全新型储能的补偿机制从现有的调峰补偿政策来看，多省市以深度调峰管理作为补偿依据，部分地区将储能系统与火电机组同台竞价，导致补偿收益未能达到企业预期，极大降低了储能参与调峰项目建设

广东：5MW/1h独立储能准入中长期/现货市场，可获深度调峰补偿和系统运行补偿

来源：碳索储能网发布时间：2023-09-25 09:03:02

交易；可按照报量报价或报量不报价的方式参与现货电能量交易；以所在节点的小时平均节点电价作为相应时段的充电、放电结算价格；独立储能的补偿费用包含系统运行补偿和深度调峰补偿。独立储能因非自身原因导致
实施办法另行制定。在电力调度机构评估调峰困难时段（常规机组参与深度调峰时段），参与现货市场交易的独立储能纳入两个细则深度调峰补偿计算，即按照市场出清结果要求独立储能电站进入充电状态时，对其充电电量

调峰补偿0.3元/kWh，华中《两个细则》正式版发布

来源：碳索储能网发布时间：2023-10-06 10:37:15

9月18日，国家能源局华中监管局印发了《华中区域电力辅助服务管理实施细则》、《华中区域电力并网运行管理实施细则》（以下简称《两个细则》）。新版华中区域两个细则自印发之日起至2023年底前组织开展模拟运行，2024年1月1日起正式执行。根据《两个细则》，装机容量4MW/4MWh以上的独立储能、配建储能（与其他类型电源联合的储能）、发电侧主体、负荷侧主体均可作为市场主体，参与电力辅助服务