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2019-08-12
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电车汇
日前青海电力辅助服务市场化交易试运行在青海西宁启动，青海电力市场建设进入新阶段。依据《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》，储能电站可作为市场主体参与调峰等辅助服务，电网调用储能设施参与青海电网调峰价格暂定0.7元/千瓦时。
此次青海电力辅助服务市场的试点运行，将通过实现电力辅助服务从“管理”向“市场”升级，用市场化手段引导发电、储能、售电、用电等环节参与辅助服务分担共享机制，激励清洁能源与新兴产业技术发展，解决电网调峰和新能源消纳矛盾，发挥市场在资源配置中的决定性作用，提高清洁能源消纳能力。同时推动辅助服务补偿机制向市场竞争机制转型升级，实现源—网—荷—储协同发展。
储能电站准入条件:
(一)发电企业、用户计量出口外并网或直接接入电网侧的储能设施,满足电力调度机构监控、记录其实时充放电状态,可作为独立主体参与市场交易。
(二)充电功率在10MW及以上、持续充电时间在2小时及以上。
依据《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》，如双边协商交易或者竞价交易后储能设施仍有剩余充电能力,在电网需要调峰资源的情况下调度机构可以按照电网调用储能调峰价格（暂定0.7元/千瓦时）调用储能设施参与青海电网调峰。此时段储能调峰服务费用参照青海调峰辅助服务市场分摊细则进行分摊。对于该部分储能电力空间,由电力调度机构根据系统运行情况优先消纳风电、太阳能发电。
在电网不调用储能调峰资源的情况下,储能设施自行进行充放电的行为,不应支付调峰服务费用。
风电、太阳能发电企业购买到的储能设施电力为风电、太阳能发电企业对应时段新增发电空间。除发生危及电网安全运行等极特殊情况外,电力调度机构须严格保证风电、太阳能发电企业交易电力的发电空间。
详细文件如下：
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