编者按：共享储能的整体优势在于灵活的“共享性”，不再需要每个光伏电站都加装储能设施，经电网调控，储能电站可以和周边多个光伏电站进行交易，实现多元化应用。共享储能模式，也为电网侧、用户侧储能发展提供了新路径。要真正实现共享共用的目标，关键在于构建储能企业和新能源发电企业之间的市场化交易机制。

说到共享储能，我们首先想到的就是青海省在2018年提出的这个共享理念，开创了储能技术研究的新业态，并着重在技术和服务模式两方面创新突破。

青海是新能源大省，资源禀赋好，新能源开发条件居全国首位，截至2020年4月底，青海新能源装机达1609万千瓦，占全省总装机规模的50.4%。青海新能源装机规模持续增长，给新能源消纳、电力电量平衡和电网运行安全带来的挑战与日俱增。另外，青海新能源以光伏为主，发电集中在午间，用电高峰出现在早晚时段，此时新能源出力低，常规电源备用不足时，会出现电力平衡困难。基于这一背景，“共享储能”理念诞生并实施。

什么是“共享储能”

所谓“共享储能”，就是以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行全网优化配置，由电网来进行统一协调，推动源网荷各端储能能力全面释放。这种模式既可为电源、用户自身提供服务，也可以灵活调整运营模式，实现全网电力共享，提升电力品质。

“共享储能”的优势

共享储能首先促进新能源电量消纳。新能源电站多发的电存到储能电站中，晚上需要的时候再释放出来，共享储能在常规储能促进消纳的基础上，能够发挥最大的优势消纳清洁能源；同时，共享储能有利于提高项目收益率，能够缩短投资回收周期。

共享储能的整体优势在于灵活的“共享性”，不再需要每个光伏电站都加装储能设施，经电网调控，储能电站可以和周边多个光伏电站进行交易，实现多元化应用。共享储能模式，也为电网侧、用户侧储能发展提供了新路径。

“共享储能”参与市场化交易是关键

行业专家指出，“要真正实现储能资源共享共用的目标，关键在于构建储能企业和新能源发电企业之间的市场化交易机制。”

2018年8月，青海电力辅助服务市场建设正式启动，当年9月，《青海电力调峰辅助服务市场运营规则》制订完成，以市场化模式全力支持共享储能有序发展。2019年6月18日，国家能源局西北监管局发布《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》，并向国家能源局报备，为“共享储能”市场化交易提供遵循。

自2019年6月青海省内调峰辅助服务市场启动以来，截至2019年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，减少二氧化碳排放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。

2019年12月26日，国内首个市场化运营电网侧“共享储能”电站——美满“共享储能”电站在青海省格尔木市开工建设，首期6.4万千瓦时储能项目计划于2020年8月底并网。其建设运营对于提振储能电站投资信心、促进青海“共享储能”发展具有重要意义。

目前，青海已并网储能电站容量共计8.7万千瓦/13.87万千瓦时，有112万千瓦时储能项目正在加紧建设，还有多个储能项目正在规划中。

总结

今年，在各省的光伏、风电建设方案和其他文件中，内蒙古、河南、新疆、山东、山西、辽宁、吉林、湖南、湖北、江西等省份均要求新能源配套储能，未来储能将成为新能源发展必不可少的一部分。

可以说，“共享储能”模式的践行，打破了原有储能应用的界限，实现了储能与电网、新能源场站的协同发展，是促进新能源消纳的关键技术之一。青海“共享储能”模式的成功实践对于后期西北电网以及全国推广起到了示范作用。而且，随着辅助服务市场的不断完善，“共享”模式将为储能打开更多的应用机会和价值收益，未来发展空间可期。


原标题： 共享储能：打开储能技术探索新业态、新模式、新发展