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继《独立电池储能电站应用探讨(一)》,本文将从促进独立电池储能电站发展的建议、中国新能源发电发展现状两个角度再次深度从技术角度论述。
三、促进独立电池储能电站发展的建议
为促进独立电池储能电站的发展,政府及电网企业应从以下几方面进行布局:
(一)明确独立储能电站的补贴或计费方式
明确补贴或计费方式,对储能系统,不仅是独立储能电站,建立商业模式至关重要。目前尚无明确的政策对储能系统参与电力市场做出规定,包括参与方式、计费标准、补贴标准等。
能源局6月发布的《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》,准许10MW/40MWh以上的电储能系统(含整合型储能系统、独立型储能系统)参与辅助服务市场,提供调峰、调频服务,但具体的结算方式并未制定。
对于独立储能电站补贴及结算的方式,要避免只考虑一次性建设补贴。能促进电站持久运营的电价、补贴机制的制定可促进储能电站在电网中长久发挥作用,可以考虑以下两种形式:
(1)采用类似于抽水蓄能的结算方式,设置价格机制
独立储能电站从功能上讲,与小型抽数蓄能电站类似,因此可以借鉴抽水蓄能的管理方式进行设定,从而形成可持续发展的经营模式。
目前我国的抽水蓄能电站,经营模式及定价机制如下。
表1中国抽水蓄能电站的经营模式及电价机制,资料来源:CNESA
如采用容量电价的形式,假设容量电价为600元/(kW*年),上述桥湾变电站600MW风电120MW/240MWh储能系统,在额外提供30%的建设费用(电站总投资约7.2亿元,30%建设补贴约2.16亿元)的情况下,预计投资回收年限为7年左右,对于投资者来说,将具有一定的吸引力。
延伸阅读:独立电池储能电站应用方式探讨(一)
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北极星售电网获悉,近日,湖北电力交易中心转发华中能源监管局关于明确电力辅助服务市场价格机制等相关事项的通知(华中监能市场〔2024〕120号),其中提到,调整调峰辅助服务市场价格上限,按不高于当地平价新能源项目的上网电价原则调整调峰辅助服务市场价格上限。调整调频辅助服务市场价格机制及性
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