调频储能电站

新疆、青海等少数地区外，多数省份并未提及财政补助、参与电力市场交易等后续补偿措施。 根据BNEF统计，2020年，国内储能成本约为0.55元/kWh，比海外略低，但由于不能从应用及调峰调频中获取合理
根本原因。阳光电源副总裁吴家貌此前公开表示，储能可以参与调峰调频，让波动性电源更加稳定，对电网更加友好，但其价值难以体现。究竟谁该为新能源新增储能付费?我们认为，应当综合发电侧、电网侧、用户侧多个角度

已经成为发电侧储能应用领域的重要方式。 当前我国发电侧储能从用途上看主要有两类。 第一类是火电配储能。主要是保障发电厂具有一定的调频调峰能力，提高火电机组的运行效率和电网稳定性。同时，在能源结构转型
过程中深度挖掘火电的改造空间，拓宽火电的盈利方式。火电配电化学储能在我国已有广泛应用，山西、广东、河北都有发电侧火储联合调频项目。 第二类是新能源配储能。相比火电，风电和光伏的间歇性和波动性很大，为

量超过600MW，在发电侧、电网侧、用户侧、微网等储能领域项目经验丰富。仅在今年5月以来，相继中标安徽璧辉新能源灵璧县灵南风电储能电站项目、浙江渔光互补光储项目、上海申能储能联合调频项目、西藏地区
，盈利模式并不清晰，另一方面，光伏产业为了实现平价上网早已倾其所有，如果光伏储能电站不能找到新的盈利增长点，电站业主自然不愿意承担这部分的额外成本。 对此，科华恒盛新能源事业部总工程师曹建先生，有一番

并不具备维护储能电站的技术与经验，增配后的储能电站也有可能处于搁置状态。 比储能站搁置更严重的后果就是储能电站存在安全隐患。王思进一步指出，新能源场站缺少配套储能准入标准，导致增配的储能设施质量不过关

疫情不同程度的影响，但主要体现在一季度，随着二季度疫情逐渐得到控制，工厂相继复工复产，储能项目也开始有条不紊地恢复施工建设，包括福建晋江百兆瓦时级锂电池储能电站、西北集中式光储电站、广东火储联合AGC
储能调频电站等项目均在上半年完工并投入运行，使得中国新增投运电化学储能项目装机规模相比去年同期小幅增长，同比增长3.8%，达到121.4MW。

在电力市场里参与交易，电力现货市场的高峰和低谷价格相差30倍以上，同时电化学储能可以提供调频、备用等辅助服务。据了解，某国内企业在欧美投资的电化学储能电站的收益组成大致为：70%~80%的电力交易收益
(电力现货市场低买高卖)和调频、备用服务(电力交易和辅助服务收益各占一半)，10%的容量电价(放电时间4小时以上的储能装置可以参与容量市场)，5%的套利收入。 二是国外电网费用通常分为三部分，输电

为主。 除了传统的气电、抽蓄、煤电灵活性改造外，随着储能成本下降，储能电站参与系统调峰调频的工程范例也陆续出现。同时，伴随电力市场建设，调峰的思路更是转至用户侧，需求侧响应、电动汽车等陆续加入调峰大军
会受影响。该人士表示。 储能在调峰辅助服务市场也难施展拳脚，叶春指出：随着连续三年的政策性降价，依靠峰谷套利的盈利模式空间越来越小，加上技术限制以及高成本，尚无法承担大部分调峰调频重任。用户侧

电力调度控制中心发布了一则《关于开展新能源场站一次调频改造工作的通知》，涉及一次调频改造的新能源场站为接入35千伏及以上电压等级的风电场、光伏电站;改造的技术指标则应满足《电力系统网源协调技术规范
》中新能源一次调频技术指标相关要求。对于技术改造路线并没有进行明确约束。 由此，针对新的考核办法，摆在新能源企业面前有两条出路要么是像常规电源一样，限电其容量的6%~10%以备不时之需;要么对机组进行

季节性的，储能利用小时数难以得到有效保障，这对储能收益也带来了一定的风险。 二是储能参与电力系统快速调频。我国调频辅助服务市场规则以火电、水电为主要设计对象，独立储能电站虽然在响应速度和调节精度上具有