火电调峰

，每年新装5-10GW; 第三阶段，7-9年后，电价达到0.65元/kWh，每年新装10GW以上; 第四阶段，10年后，电价下降到0.35-0.45元/kWh，平价上网取代部分火电，成为基荷电源和
调峰电源。 难以复制光伏的成功 事实上，光热对于中国来说仍然是一个比较陌生的事物。尽管已经有了首批示范项目的落地，但是从发展光热的条件、技术的选择、融资以及配套政策支持上，国内光热无疑都稍显稚嫩

发布《华北能源监管局关于印发华北电力调峰辅助服务市场运营规则(试运行版)》指出，调峰服务费用应由火电(燃煤、燃气)、风电、光伏(扶贫光伏场站除外)等发电企业及参与市场化交易的用户共同承担。市场运营初期

淘汰落后火电机组，构建与清洁能源生产相适应的产业体系、消费体系，推广普及清洁能源使用，争取到2025年在部分重点行业、领域、地区实现全年100%清洁电力供应，并逐步推广至建筑、交通领域，在全球率先摆脱
厅、省生态环境厅、省发展改革委，国网青海省电力公司，各燃煤发电企业)严格控制煤电总量规模。十三五期间不规划新增煤电电源，停止万象铝镁热电联产项目建设，暂缓核准的神华格尔木火电厂建设，暂停民和热电联产

发展需要价格信号的引导。如在调频服务价格的刺激下山西、内蒙和广东等地的火电+调频储能市场已经发展起来。与调频类似，未来我们也会看到调峰市场的兴起 林伯强(厦门大学中国能源政策研究院院长
发展，原因在于电网自身建设功能性的储能基础设施需求比较紧迫，而这些辅助服务的市场还没有向第三方开放，但随着电力体制改革的不断深入，辅助服务市场将会逐步向第三方放开，调频、调峰这些辅助业务会逐步实现由电网

辅助服务市场按照谁提供、谁受益、谁使用、谁承担的原则，建立了华北市场和省网市场两级市场协同运作的体系，并在全网实行统一边际价格出清，将动态的系统平均负荷率作为火电机组获得调峰服务费用的标准，将实时边际价格
12月25日，华北能源监管局在京召开华北电力调峰辅助服务市场试运行启动会，通报华北电力调峰辅助服务市场模拟运行与试结算情况，并正式启动华北电力调峰辅助服务市场试运行。国家能源局市场监管司、，华北

清洁能源消纳工作，加快抽水蓄能电站、龙头水电站等调峰电源建设，完善电力辅助服务市场机制，全面铺开火电灵活性改造、机组深度调峰，提升现有输电通道利用率，推动实施可再生能源电力配额制，抓好可再生能源发电全额

实施方案》和《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》，加快抽水蓄能电站、龙头水电站等调峰电源建设，完善电力辅助服务市场机制，全面铺开火电灵活性改造、机组深度调峰，提升现有输电通道利用率，推动实施

元/kWh的水平，每年新装5-10GW; 第三阶段，7-9年后，电价达到0.65元/kWh，每年新装10GW以上; 第四阶段，10年后，电价下降到0.35-0.45元/kWh，平价上网取代部分火电
，成为基荷电源和调峰电源。 难以复制光伏的成功 事实上，光热对于中国来说仍然是一个比较陌生的事物。尽管已经有了首批示范项目的落地，但是从发展光热的条件、技术的选择、融资以及配套政策支持上，国内光热

两个细则与电储能关系比较密切的主要有以下几点： 一是调峰，各省有偿调峰市场补偿标准不尽相同，但是储能单纯实现调峰任务时回收投资成本周期较长; 二是AGC调频服务，西北电网的实际情况导致目前火电厂的

限已接近或部分达到火电脱硫燃煤标杆电价;风力发电方面，度电成本目前已降至约0.3-0.5元/kWh，部分风力资源优质、丰富的地区，如：内蒙古等，其风力发电系统的度电成本甚至优于一些火电成本。下一阶段
4台30万kW抽水蓄能机组已获浙江省发改委核准。抽蓄电站具有启停灵活、反应迅速，具有调峰填谷、调频、紧急事故备用等多种功能。抽蓄电站实行两部制电价，2014年国家发改委发布的定价文件中，对容量电价以