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从电力辅助服务补偿费用的结构上看,调峰补偿费用总额11.04亿元,占总补偿费用的31.37%;自动发电控制(AGC)补偿费用总额9.64亿元,占比27.41%;备用补偿费用总额11.80亿元,占比33.54%;调压补偿费用2.62亿元,占比7.45%;其他补偿费用0.08亿元,占比0.23%。
从分项电力辅助服务补偿费用来看,调峰、AGC和备用补偿费用占总补偿费用的90%以上。其中,西北、东北区域调峰补偿力度最大,华北、华东区域调频(西北区域调频为AGC加一次调频,其他区域调频为AGC)补偿力度最大,南方、华中区域备用补偿力度最大。
从电力辅助服务补偿费用来源来看,主要来自发电机组分摊费用,合计28.58亿元,占比为81.24%。其他还有,跨省区(网外)辅助服务补偿分摊费用合计0.31亿元,新机差额资金0.18亿元,考核等其他费用6.11亿元,无分摊减免费用。
从能源类型的角度来看,火电领域的电力辅助服务补偿费用的补偿与分摊费用均最高,分别达到31.45亿元、20.28亿元。
储能参与电力辅助服务优势明显
不同的电力市场,由于电源结构、电网结构、负荷分布和负荷特性的不同,需要的电力辅助服务种类和数量也不同。可再生能源、储能技术和需求侧响应技术的发展,导致越来越多的资源参与到电力辅助服务中来,减轻了发电侧的辅助服务负担,原有辅助服务的分类和补偿方式随之改变。
尤其是储能技术在调频响应、电压调节、旋转/非旋转备用等方面的调节能力无论从经济性还是从速度效果上来说具有天然的竞争优势:其性价比是火电机组的20倍、燃气机组的8倍、水电机组的5倍。
2017年11月,能源局印发《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》的通知,进一步完善和深化电力辅助服务补偿机制,推进电力辅助服务市场化,鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务,允许第三方参与提供电力辅助服务。
以上数据及分析均来自于前瞻产业研究院《2018-2023年中国储能行业市场前瞻与投资预测分析报告》。
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6月27日,云南勐腊县2025年第一批集中式光伏发电项目投资主体优选中选结果公布,中标人为华能澜沧江水电股份有限公司。本项目划分为3个标段,项目规模合计340MW,项目建成时限均为8个月,项目投资人负责项目的开发、并网投产的全部资金筹措,项目建设过程中的招投标管理、项目建设管理、项目并网、运营
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