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基准的火电机组，部分地区纳入核电、水电等;调频辅助服务分摊主体主要是在运机组，相关费用按各自的上网电费比例分摊。组织方式方面，辅助服务市场均采用日前卖方单向报价、集中竞争、日内按需调用的原则，但市场
电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务，包括：一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等。伴随着我国

。 1.启动第二轮电网输配电定价成本监审首轮输配电成本监审共核减不相关、不合理费用约1284亿元，平均核减比例15.1%。2019年初，国家发展改革委发布《关于开展第二监管周期电网输配电定价成本监审的
运行、试运行)，山东、山西、福建、广东等6个省(区、市、地区)的调频市场已投入运行(含模拟运行、试运行)。2019年下半年，广西、海南、河北、华中等电力调峰辅助服务市场进入模拟运行阶段，西北五省(区

委员、华能集团董事长舒印彪建议：加快建立辅助服务市场和容量补偿机制，按照谁受益、谁承担的原则，给予提供调频、备用等辅助服务的煤电机组合理补偿，化解沉没成本，促进煤电产业可持续发展。电力辅助服务市场，即
电力市场中引导各类型机组，在合适的时间提供合适数量的辅助服务，并获得合理的经济激励。据了解，我国电力辅助服务市场的交易品种主要包括调频、调峰、备用、黑启动等。发电侧是电力辅助服务提供方，也是成本的分摊

储能，通过平滑输出、参与调峰调频，可以提高电能质量，参与电网负荷平衡，从而优化新能源消纳。实际操作中并非如此。由于买单和投资回收机制不明，在新能源企业看来，上储能属于纯粹的成本投入，如同早期加装
或电量租赁，由使用者支付租赁费用。从目前来看，效果也不尽明显，很多电网侧储能电站运行效率与当初设计的目标有不小的差距。中国与国外的国情不同，国内储能的客户主要都是央企、国企，难道让央企天天去和民企

两会期间，全国政协委员、中国华能集团有限公司党组书记、董事长舒印彪建议：加快建立辅助服务市场和容量补偿机制，按照谁受益、谁承担的原则，给予提供调频、备用等辅助服务的煤电机组合理补偿，化解沉没成本
，促进煤电产业可持续发展。电力辅助服务市场，即电力市场中引导各类型机组，在合适的时间提供合适数量的辅助服务，并获得合理的经济激励。据了解，我国电力辅助服务市场的交易品种主要包括调频、调峰、备用、黑启动

、风电大规模并网所带来的调峰、调频难题;在不配置储能的情况下，电网的调度能力不足以支撑十四五期间的风光消纳。故而，各地电网或者是建议新项目按照一定比例配置储能，或者是暂停备案新项目，再者便是对存量电站提出
全国范围内大规模推广的可能性。目前看来，新疆的政策是要求存量火电、光伏、风电一同为发电侧储能分摊费用，分摊权重更侧重于电站的调峰表现。即：调峰表现越差的火电机组、发电小时数越高的光伏及风电电站，按照公式

、可再生能源并网、调频等多个领域的需求。今年以来，猛狮科技在储能领域的动作不断。3月，猛狮科技旗下吉木萨尔县猛狮光电新能源有限公司收到吉木萨尔县发改委《关于同意吉木萨尔县220KV升压汇集站项目开展
增长20.06%;归属于上市公司股东的净利润为1.63亿元，同比增加 105.88%。据悉，猛狮科技通过经营战略调整和业务调整，提高运营效率，压缩成本费用，并且通过迁移注册地等措施获得了大额资金奖励，经营状况

种。辅助服务一般是指为了维护电力系统安全稳定运行，发电侧和用电侧提供的非电能量交易，其中包括了调频、备用等。可用装机容量一般是为了保障电力系统供给的长期充裕性，市场成员提供的装机容量保证。金融输电权等
价值;二是定价无参考，政府与发电企业信息不对称情况下容易造成欠补偿或过补偿，大多数情况下火电机组回收的补偿费用难以弥补其少发电的机会成本;三是调度机构难以及时、全面掌握机组运行状态和供热情况，无明确原则的调用

日前，华润新能源安达公司发布一次调频系统设备采购招标，拟在黑龙江省绥化市安达市100MW万福光伏电站安装一次调频系统，要求投标人提供一次调频系统整体设计方案，硬件及软件的供货及安装调试，与光伏电站
现已安装的光伏逆变器厂家、AGC厂家、测控装置厂家、综自厂家等所有相关设备厂家的技术协调及调度相关的联调等工作并由投标方承担所有相关设备的软、硬件升级费用，最终取得电网公司调度认证认可。华润新能源

验证了电网侧储能在启停调峰、跨省调峰、调频、精准切负荷、需求响应等方面的应用，在安全性、系统运行效率等方面也得到了初步认可。十四五期间，正值我国输配电价核算的第二个监管周期，在新一轮监管周期下
，电网侧储能是否会有新的发展机遇，是各方关注的焦点。我们认为建立合理的市场机制、价格评估机制、科学的监管和激励机制，是电网侧储能重启的条件，也是电网侧储能实现商业化的关键。以调频为代表的辅助服务市场是

;东北地区建立市场化报价机制，使得火电、水电等传统能源参与调峰调频的意愿强化;福建、安徽、山东、新疆等多个区域启动调峰辅助服务的市场化运作;山西、广东等多个区域启动调频市场化改革。但是整体来说机制还是
带来的用户侧电价上涨压力;其次是以电量生存的可再生能源需要以容量方式生存的煤电作为调节电源，总生产成本将有所上升;再者，可再生能源消耗的辅助服务费用最终会传导到用户，用户电费将在其他边界条件不变的

，从而进一步优化调频容量，释放更多优质资源进入市场。郭凡说，在运行层面，尽早实现调频、备用与电能量的联合优化出清，以达到提高市场效率的最终目的。在价格分摊方面，由用户侧承担辅助服务费用、现货交易
蓬勃发展之势。而2019年，整个发展形势发生了转变。先是2019年5月，国家发展改革委、国家能源局发布《输配电定价成本监审办法》，规定抽水蓄能电站和电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本。随后

示范项目，光伏发电20万千瓦、风电40万千瓦、光热发电5万千瓦、蓄电池储能电站5万千瓦，采用虚拟同步机技术，使风电、光电能够主动参与一次调频、调压，对电网提供有功和无功支撑，验证了风光热储多能互补、智能
布置信息中心枢纽，节约了巨大的设备成本，也避免了后续昂贵的运营维护费用。区块链技术可以低成本的建立互信机制，打破不同主体间信息的屏障，促进多方之间信息无障碍地流动，实现跨主体的协作。共享储能

空间进一步受到挤压。再是《输配电定价成本监审办法》规定电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本，国家电网公司发布文件规定不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。又有蒙西电网
两个细则2019版修订稿，执行下来火储联合调频补偿收益几近腰斩。同时，国内外储能项目火灾和爆炸事故频发，成为储能产业挥之不去的阴影。一个一个打击接踵而至，直接把刚迎来春天的储能推进寒冬。据统计

随着电力市场改革的进一步深化，电力辅助服务市场成为改革的热点和重点。而储能作为手段之一，凭借其快速精确的响应能力和灵活的布置方式，已经在以调频为代表的辅助服务领域实现了商业化的突破。但从另一方面看
存在盈利难以保证的问题。在市场开放之初，由于边际价值较高，储能可获得高价值回报的区域主要集中在执行按效果付费较好的调频辅助服务区域。但政策的快速调整极大地影响着储能参与辅助服务市场的投资收益。2019年

电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务，具体包括调峰、调频、备用等服务。电力辅助服务是电力系统安全、稳定、经济运行的基本保障，从这一点上说其作用并不是
3台机以上运行。在辅助服务市场中，风、光、核等清洁能源每度受益多发电量分摊费用0.117元，远低于其发电收益。进入2020年，由于调峰能力的增加，春节和疫情期间，全网没有一家火电企业由于调峰原因

2017年版《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》及《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》(以下称两个细则)实施以来，机组非计划停运次数显著下降，AGC可用率、一次调频投运率大幅提升，系统安全
稳定运行得到有力保障。截止2019年12月，全网并网运行考核总费用5.28亿元，辅助服务补偿总费用88.59亿元。为进一步提升南方区域并网发电机组运行管理水平，调动发电企业积极参与辅助服务，近日

，信息不透明，导致新能源企业非预期成本的增加。2019年11月5日，国家能源局发布了《关于2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》，2019年上半年，电力辅助服务总费用规模达到130.31亿元
，同比增长85.95%，其中，调峰费用共50.09亿元，同比增长100.3%;备用费用47.41亿元，同比增长141.6%。这两类服务在新能源发电装机比例较高的电网意义非同寻常，调峰、备用补偿费用的大幅