青海省开建国内首个市场化运营电网侧共享储能电站

发布日期：2019/12/26

       2019年5月28日，国家发改委发布修订出台的《输配电定价成本监审办法》明确提出，抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用不得计入输配电成本的项目，无法通过输配电价进行成本回收。2019年12月2日，国网公司下发了《关于进一步严格控制电网投资的通知》(国家电网办[2019]826号文)，提出“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新开工项目，优化续建项目投资进度。”此系列相关政策的出台无疑让电网侧储能发展面临寒冬。

       据悉，此次开工建设的美满共享储能电站由上海电气电站集团投资，是在当下电网侧储能建设不知何去何从背景下，国网青海省电力公司和上海电气电站集团探索全新电网侧共享储能商业化运营模式的又一重大举措式，必将开创电网侧共享储能电站市场化运营的先河。这不仅是青海共享储能发展的一件大事，更是储能行业发展中的一个里程碑。

       青海作为国家重要的新能源产业基地，一直将清洁能源转型、新能源产业升级作为地方经济的重要支撑，为储能的商业化引用提供了良好的发展基础。国网青海省电力公司创新开展共享储能调峰辅助服务。创新设计了储能市场化交易和调峰辅助服务两种商业化运营模式；研发了多能互补智能发电协同控制系统，建成了共享储能市场化交易平台和区块链平台，构建了完善的共享储能运营监控体系；并首次将区块链技术引入共享储能电力市场化交易，为交易全过程信息的安全、可追溯保驾护航，保证交易数据公信力，全力打造公正、透明的共享储能市场化交易信用体系。

      2019年6月青海省内调峰辅助服务市场启动以来，截至11月底，青海共享储能电站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，减排二氧化碳13958吨，环境效益十分明显。调峰服务成交均价0.72元/千瓦时，电站利用率高达85%，最大化提高储能装置的利用率和新能源消纳水平。国网青海电力依托共享储能市场化交易平台，采取多方竞价的方式扩大共享储能市场化交易规模。在限电严重时段，更实现了一日多次充放电，最大化提高储能装置的利用率。青海电力储能调峰辅助服务带动了储能产业和新能源产业上下游共同发展，实现互惠互利、多方共赢。

      共享储能已成为能源互联网框架中的重要研究方向，国网青海电力表示，未来在国家电网公司、青海省委省政府领导下，在西北能源监管局指导下，会进一步丰富储能市场化交易品种，深化基于区块链技术的储能电站与电网协同调度控制研究，突破GW级储能电站协同控制技术，支撑GW级储能电站建成，服务于“两个千万千瓦级”新能源基地，提升全省新能源消纳及送出能力。同时，继续加强与相关方的合作，共同为推动储能产业质量、效益、动力变革做出贡献。

来源：中国能源网 作者：徐有蕊

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