近日能源局下发《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》。通知要求，“三北”地区原则上可选取不超过5个电储 能设施参与电力调峰调频辅助服务补偿(市场)机制试点，发挥电储能技术优势，建立促进可再生能源消纳的长效机制;鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储 能企业等投资建设电储能设施;在发电侧建设的电储能设施，或作为独立主体参与辅助服务市场交易;在用户侧建设的电储能设施，可视为分布式电源就近向电力用户出售;用户侧建设的一定规模的电储能设施，可作为独立市场主体，深度调峰。
规定：建设在发电厂的储能设施(储电、电供热储能)，可与发电厂联合参与调峰，也可以独立主体参与调峰。其中，建设在风光电站的电储能设施，优先考虑风光电站使用后，富裕能力可参与辅助服务市场。用户侧储能设施(储电、电供热储能)仅可参与深度调峰与启停调峰储能调峰如何结算：建设在发电厂的储能设施，放电电量按照发电厂相关合同电价结算;用户侧储能设施，按市场规则自行购买电量，放电时，可就近向电力用户出售电力获得收益。充放电4小时以上的电储能装置参与发电侧启停调峰，视为一台最低稳燃功率相当的火电机组启停调峰。
储能参与调峰辅助服务大大提高了经济性
《通知》的出台，实质上给了储能正当的身份，可以参与“三北”地区调峰服务。储能最终是否能在调峰辅助服务市场获得推广应用，最直接的制约因素还是在于其经济性。
三北地区中，东北电网对于调峰的补偿标准较高，因此以参与东北电网调峰辅助服务为例，计算储能收益。储能系统在谷段或平段充电，峰段将电全部放光，高峰放电时获得售电收益，谷段和平段的充电可参与辅助服务市场调峰，获得调峰收益。一套储能系统在上述时段划分下，一天可进行2次满充满放。
布置一套10MW/4h的储能系统，并假设其放电时上网电价采用风电上网电价核算，则其参与调峰的总收益计算如下：
(1)每天调峰收益
每次可下调电量40MWh，按照补偿量值高的东北电网计算，其每天的补偿费用为：40MWh*300元/MWh*2h=24000元
(2)每天售电收益
按照《通知》的规定，建设在发电端的储能设施，售电按电厂上网电价计算，因此储能高峰放电按风电上网电价0.5元/kWh计算。假设所存电量高峰期都能出售，且充放电效率为100%，每天的售电收益为：40MWh*1000*0.5元/kWh*2=40000元
(3)全年收益
全年按360天计算，假设每天都是理想状态，低充高放，则全年收益为2304万元。
(4)投资回收期
假设一套储能系统的成本为3000元/kWh，10MW/4h的储能系统总成本为1.2亿元。则整个系统的投资回收期为5.2年。
每天2次循环，5.2年共计循环3744次(2次×360天×5.2年)，锂离子电池、钠硫电池、液流电池的循环寿命基本都能满足此要求。
如果储能不参与调峰辅助服务，仅仅削峰填谷，使用风电场电力充电，仅能获得高峰售电收益。全年收益为1440万(40000元×360天)，投资回收期8.3年，调峰服务的放开，回收期变为5.2年，储能参与调峰辅助服务，可以大大缩短投资回收期。
调峰辅助服务对储能开放，可以为储能提供一笔较大的收益。尤其在津京唐电网，其修订的两个细则中，以调节幅度来衡量、计算补偿收益，调峰补偿因此大幅增加，考虑到储能可获得正负100%的调节幅度，在津京唐市场中，储能是非常占优的调峰资源，可以获得更高的收益。可以看到，储能正在进入商业化提速的阶段。积极布局，拥抱储能，它的时代已经来临!
规定：建设在发电厂的储能设施(储电、电供热储能)，可与发电厂联合参与调峰，也可以独立主体参与调峰。其中，建设在风光电站的电储能设施，优先考虑风光电站使用后，富裕能力可参与辅助服务市场。用户侧储能设施(储电、电供热储能)仅可参与深度调峰与启停调峰储能调峰如何结算：建设在发电厂的储能设施，放电电量按照发电厂相关合同电价结算;用户侧储能设施，按市场规则自行购买电量，放电时，可就近向电力用户出售电力获得收益。充放电4小时以上的电储能装置参与发电侧启停调峰，视为一台最低稳燃功率相当的火电机组启停调峰。
储能参与调峰辅助服务大大提高了经济性
《通知》的出台，实质上给了储能正当的身份，可以参与“三北”地区调峰服务。储能最终是否能在调峰辅助服务市场获得推广应用，最直接的制约因素还是在于其经济性。
三北地区中，东北电网对于调峰的补偿标准较高，因此以参与东北电网调峰辅助服务为例，计算储能收益。储能系统在谷段或平段充电，峰段将电全部放光，高峰放电时获得售电收益，谷段和平段的充电可参与辅助服务市场调峰，获得调峰收益。一套储能系统在上述时段划分下，一天可进行2次满充满放。
布置一套10MW/4h的储能系统，并假设其放电时上网电价采用风电上网电价核算，则其参与调峰的总收益计算如下：
(1)每天调峰收益
每次可下调电量40MWh，按照补偿量值高的东北电网计算，其每天的补偿费用为：40MWh*300元/MWh*2h=24000元
(2)每天售电收益
按照《通知》的规定，建设在发电端的储能设施，售电按电厂上网电价计算，因此储能高峰放电按风电上网电价0.5元/kWh计算。假设所存电量高峰期都能出售，且充放电效率为100%，每天的售电收益为：40MWh*1000*0.5元/kWh*2=40000元
(3)全年收益
全年按360天计算，假设每天都是理想状态，低充高放，则全年收益为2304万元。
(4)投资回收期
假设一套储能系统的成本为3000元/kWh，10MW/4h的储能系统总成本为1.2亿元。则整个系统的投资回收期为5.2年。
每天2次循环，5.2年共计循环3744次(2次×360天×5.2年)，锂离子电池、钠硫电池、液流电池的循环寿命基本都能满足此要求。
如果储能不参与调峰辅助服务，仅仅削峰填谷，使用风电场电力充电，仅能获得高峰售电收益。全年收益为1440万(40000元×360天)，投资回收期8.3年，调峰服务的放开，回收期变为5.2年，储能参与调峰辅助服务，可以大大缩短投资回收期。
调峰辅助服务对储能开放，可以为储能提供一笔较大的收益。尤其在津京唐电网，其修订的两个细则中，以调节幅度来衡量、计算补偿收益，调峰补偿因此大幅增加，考虑到储能可获得正负100%的调节幅度，在津京唐市场中，储能是非常占优的调峰资源，可以获得更高的收益。可以看到，储能正在进入商业化提速的阶段。积极布局，拥抱储能，它的时代已经来临!
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201606/16/166467.html
