青海首试“共享储能”告捷

近年来，新能源发电装机容量迅猛攀升，对电网调峰能力提升要求也愈发迫切。由此推动了我国储能行业爆发式增长。据中关村储能产业技术联盟(CNESA)《储能产业研究白皮书2019》预计，到2020年底，中国储能市场的累计投运容量将达到45.16GW，增幅约达28%。

然而事实上，成本偏高导致项目缺乏经济性，仍然是当前储能行业发展的重要掣肘。如何深挖储能电站调峰潜力，以实现效益最大化，更好发挥新能源消纳能力，已成为时下重要课题。

记者注意到，青海省就突破性提出并成功实践了“共享储能”模式，为全国推进“共享储能”提供了有益参考。

位于青海省海西州格尔木市的鲁能海西州多能互补集成优化示范工程储能电站。

服务对象从单一转向全网

储能电站利用率达85%

“所谓‘共享储能’，其实就是单一实体储能电站通过市场化交易在同一时刻为两个及两个以上发电企业、电网企业或电力用户提供储能服务的商业模式，其可充分利用多个发电企业、电网企业或电力用户的发用电时空互补性，提升储能电站的利用率，提升电力系统灵活性，实现储能降本增效。”华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华说。

也就是说，与传统储能电站不同，共享储能服务的不再是单一个体，有可能是一个或多个不同类型个体。

对于光伏重地青海而言，其发电集中在午间，而在早晚用电高峰时段，新能源出力低，常规电源备用不足时，则会出现电力失衡问题。

“传统的‘新能源+储能独享模式’存在单站弃电功率不均匀且不稳定、光伏电站与站内储能的结算周期不固定与资金到位有延期等‘短板’，在一定程度上会影响储能电站的调峰能力和收益。”郑华表示。

为深挖储能电站调峰潜力，2018年，国网青海公司首次创新提出了“共享”理念。2019年4月，国网青海电力新能源建设重点项目——鲁能海西州多能互补集成优化示范工程储能电站进行了共享储能交易试运营，拉开了共享储能模式应用的序幕。

相关数据显示，截至去年11月，青海省共享储能电站已累计实现增发新能源电量1400余万千瓦时，相当于节约标煤5600吨，减少二氧化碳排放13958吨，储能电站利用率高达85%，较之前储能利用率提升约5%。

“青海的实践表明，共享储能模式既可为电源、用户自身提供服务，也可以灵活调整运营模式实现全网共享储能，从而为新能源消纳、电力电量平衡和电网运行安全提供强有力保障。”国网青海省电力调度控制中心相关负责人说。

电力辅助服务提供支撑

共享储能商业价值初显

“共享储能并不是简单概念，由于服务对象供需兼有，这就注定收益核算也是一个系统性的复杂工程。”在郑华看来，“如果共享储能电站只是为用户一对一服务，或者只面对所有发电企业，计量方式和节能效益分摊均是明确的，但如果其服务对象中是2个及其以上的发电企业或用户，就会变得复杂化。”

郑华进一步表示，共享储能商业化发展的关键在于构建独立储能企业和新能源发电企业或用户之间的市场化交易机制。

记者了解到，2018年4月，青海共享储能调峰辅助服务市场试点启动，同年9月制定实施了《青海电力调峰辅助服务市场运营规则》，这为推动共享储能市场化奠定了基础。2019年6月，国家能源局西北监管局发布的《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》，也为“共享储能”市场化交易提供了有力支撑。

据介绍，青海共享储能试点交易启动10天，累计充电电量达到80.36万千瓦时，累计放电电量达

到65.8万千瓦时，实现光伏电站增发电量65.8万千瓦时，新能源发电企业和储能企业享受到的直接经济效益达到75万元。

记者获悉，目前，国内首个市场化运营电网侧共享储能电站——“美满共享储能”电站也已于去年年底在青海省海西州开工建设，该项目首期6.4万千瓦时储能电站将于今年8月底完成并网。

探路“区块链+共享储能”

促进快速交易

郑华进一步指出，随着辅助服务市场的不断完善，“共享模式”将为储能创造更多盈利空间。

记者了解到，为更好实现电力供需联动，青海还正同时探索“区块链+共享储能”，助力“共享储能”发展。作为国网青海省电力新能源建设的重点项目，鲁能海西州多能互补集成优化示范工程即是“区块链+共享储能”的范例。

“利用区块链技术可追踪的特性，融通电力调度控制系统的新型平台，可实现监管每一笔参与交易的能量流，形成一套完整、可追溯的发—储—配—用体系，进而促进共享储能快速交易和清分结算。”国网青海省电力公司负责人介绍。

相关数据显示，今年4月，通过利用区块链技术，青海开展共享储能市场化交易306笔，区块链交易存证数据超过两万条，增发新能源电量505.26万千瓦时，成效显著。