近日，西北能监局发布《青海省电力辅助服务市场运营规则》（征求意见稿），备受业界关注的是对储能参与调峰的相关条款进行修正。
其中最大的变动在于，调整了储能参与电网调峰的价格，每度电的补偿价格由0.7元下调至0.5元，电网调用调峰费用计算方式也由之前的充电电量换成放电电量结算。
针对此次价格的调整，有业内人士表示，调峰价格的下调将进一步减少储能电站的整体收入，这将进一步挫伤青海储能投资的积极性。
根据此前青海共享储能的交易规则，共享储能电站收入主要来自两个方面：大部分收益来自新能源场站与储能达成的双边交易，另外少部分是来自电网的调度。
具体来说，当新能源场站出现弃光限电时，首先由新能源场站与储能电站进行双边协调，协调不成可在共享储能交易平台市场竞价，进行集中交易。如果储能电站还有剩余容量，在出现弃风弃光的时候，电网可以直接调用，每度电按0.7元执行，产生的费用由全省所有的发电企业均摊。
当然，此次调整也并非全部是利空。文件明确，共享储能单边交易费用明确改为按月结算，由收益太阳能、风电共同分摊。一直以来受制于光伏补贴拖欠，储能收益必须走光伏发电费用，在很多情况下干了活也拿不到钱，导致储能项目运行难以为继。
西北能源监管局相关人士对记者表示，之前储能调峰费用结算需要两年半左右的周期，存在很多不确定性。此次虽然价格下调了，但是次月就能分摊，大大减轻了储能的资金成本，实则为储能参与调峰扫清了障碍。另外，双边交易的费用结算方式是否按月结算还在听取各方意见中。
青海省可再生能源装机规模、发电量居全国前列，截至2020年10月底，青海省新能源装机占比达到57.2%，成为中国首个新能源装机过半的省级行政区，形势的发展让储能角色日益吃重。
在今年举办的第二十一届青海绿色发展投资贸易洽谈会上，青海方面与国内多个储能企业签订框架协议，其中海博思创拟在德令哈投资建设100MW/200MWh储能电站；国网时代与格尔木市签订“国网时代青海海西吉瓦级储能电站示范工程项目”战略合作框架协议；由上海诚通基合基金管理股权投资有限公司、上海电气（安徽）储能科技有限公司、华北电力设计院、浙江南都电源动力股份有限公司组成的联合体拟在拟在海西州投资建设2GW储能项目。
事实上，储能参与调峰虽然丰富了储能的收益来源，但纯粹靠调峰难以收回储能的投资成本，需要进一步深入探索适应储能发展、与储能价值匹配的分摊机制和电价机制。
附文件全文：
