青海：构建共享储能新业态，实现新能源企业与储能企业互利共赢

2022-04-12 10:50:26 来源：东南网

2023

简介：截至2022年2月底，青海省共享储能交易累计成交3500余笔，增发新能源电量首次超过1亿千瓦时，实现了储能企业、新能源企业等多方共赢，这在国内尚属首例。

1亿千瓦时
截至2022年2月底，青海省共享储能交易累计成交3500余笔，增发新能源电量首次超过1亿千瓦时，实现了储能企业、新能源企业等多方共赢，这在国内尚属首例。
4月8日，记者从国网青海省电力公司获悉，截至2月底，青海电网通过共享储能增发新能源电量首次突破1亿千瓦时大关，这也标志着青海省成为我国首个共享储能增发新能源电量突破1亿千瓦时的省份。
近年来，我国新能源产业（中国新能源材料与器件第四届学术会议）快速发展，储能领域也随之受到广泛关注。目前，全国已有20多个省(区、市)出台了新能源配建储能相关政策，很多政策都要求新能源项目配置5%—20%、1—2小时的储能项目。
当前，新能源企业建设运营的储能项目普遍为自建自用模式，储能资源不能得到充分利用。作为新能源大省，青海在推动储能产业发展方面独辟蹊径，深入探索，走出了一条可供参考借鉴的“共享”之路。
探索新能源消纳新空间
最新的研究数据显示，2021年，我国风电并网装机容量已连续12年稳居全球第一，光伏发电并网装机容量连续7年稳居全球第一，系统建设跨出新步伐。2021年我国新能源发电量首次突破1万亿千瓦时。3月29日，国家能源局印发《2022年能源工作指导意见》，指出要稳步推进结构转型，风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到12.2%左右。
国网青海省电力公司(以下简称青海电力)调度控制中心调度控制处副处长李剑告诉记者，大规模的新能源装机会给电网带来调峰困难。同时，电力组织得不到保障，如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，而此时新能源出力低，常规电源备用不足时，会出现电力平衡困难。而共享储能概念的提出，正是基于这一新能源发展的现状。
青海是新能源大省，太阳能可开发量超过30亿千瓦，风能可开发量超过7500万千瓦，新能源综合开发条件居全国首位，是发展新能源产业的理想之地。截至2020年4月底，青海新能源装机达到1609万千瓦，占全省总装机规模的50.4%，是全国新能源装机占比最高的省份。“然而青海新能源装机规模的持续增长，给新能源消纳、电力电量平衡和电网运行安全带来的挑战也与日俱增。”李剑说。
“2018年，我们在国内率先提出共享储能这一概念，并着力对这一新业态进行深入研究，希望它能够支撑和促进青海省新能源高质量发展。”青海电力调度控制中心主任方保民说，作为新能源大省，青海同样具备这一新业态孕育和成长的政策与资源优势。
锂资源是储能产业发展的必要因素，而青海省已探明的锂资源储量占全球储量的60%以上，是世界锂资源的富集地。近年来，青海省先后制定出台了《青海省千亿元锂电产业（锂电材料制备与标准化应用技术研讨会）发展规划》等一系列政策，全力推动锂资源开发利用。此外，比亚迪集团、北大先行科技产业有限公司等大型锂电企业在青海均有布局，这也为储能和锂产业的优势互补及协同发展奠定了基础。
“如果在电网中布置一定规模的储能电站，不仅可以在电网调峰中发挥巨大作用，助力新能源消纳，还可以通过功率快速调节为电网提供安全支撑。”作为共享储能项目的主要参与者，李剑说，因此国网青海电力的科研人员把研究方向瞄准了储能电站。
构建共享储能新业态
从2018年开始，青海电力依托电网中枢平台优势，以共享储能为抓手，着力开展相关应用研究，并积极打造储能辅助服务市场，寻求共享储能在技术应用和服务模式两方面的创新突破，希望通过共享储能商业化运营来有效解决新能源高速发展带来的弃风弃光及电网风险两大难题。
李剑介绍，此前国内外的储能应用主要有3种情况，即电源侧储能，主要调节电厂平滑出力曲线，参与一次调频；负荷侧储能，主要利用峰谷用电差价适时充放电，节约用电成本；电网侧储能，主要用于电网调峰、调频，确保电力稳定供应。
青海电力通过深入研究，在吸取国内外3种储能应用模式经验的基础上，积极探索，大胆创新，以电网为依托，将电源、用户和电网三方储能资源进行全网优化配置，在满足电源、用户自身储能需求之余，也可以灵活调整运营模式实现全网共享储能。在这一新模式下，当新能源电量无法全额消纳时，富余电量由共享储能系统吸收存储，待电网有接纳空间时，系统释放所存储的电量，从而有效促进新能源消纳，电网调峰能力也得到进一步增强。
青海电力共享储能项目带头人董凌强调：“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月完成《青海电力调峰辅助服务市场运营规则》制定，重点对储能调峰辅助服务相关内容进行补充完善，还将共享储能作为辅助服务体系的亮点，并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规范。
至此，青海电力着力打造的共享储能系统正式具备市场化交易条件。
储能发展前景可期
截至2022年2月底，青海省共享储能交易累计成交3500余笔，增发新能源电量首次超过1亿千瓦时，实现了储能企业、新能源企业等多方共赢，这在国内尚属首例。
为检验共享储能系统运行的可行性，2019年4月21日至30日，在国家能源局西北监管局和青海省能源局的大力支持下，青海电力在国内首次组织开展了共享储能调峰辅助服务市场化交易试点工作，1家储能企业与2家新能源发电企业参与其中。
国网青海省电力公司调度数据显示，在共享储能（第三届全国钒钛资源与储能科技大会）试点交易的这10天期间，累计充电电量80.36万千瓦时，累计放电电量65.8万千瓦时，实现光伏电站增发电量65.8万千瓦时，创造直接经济效益75万元，光伏企业和储能企业实现互利共赢。共享储能试点交易取得了圆满成功。
此次由储能电站与集中式光伏电站之间开展的调峰辅助市场化交易是国内第一次，这也是共享储能系统在促进新能源消纳方面的首次规模化应用，在储能技术和机制促进新能源发展层面具有里程碑意义。
此次试点的成功开展以及后续8个多月的试运行所取得的良好效果，无形中也增强了国内储能企业投资建设的热情和信心。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正式开工建设，首期64兆瓦时储能项目已于2020年11月并网。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。
截至今年2月底，青海电网并网电化学储能容量为36.3万千瓦/49.8万千瓦时，其中参与共享储能的电站有2座，总容量为8.2万千瓦和16.4万千瓦时；共有366家新能源发电企业参与共享储能交易，累计成交3533笔，总充电量9903万千瓦时，总放电量8134万千瓦时，累计增发新能源电量10127万千瓦时，实现了新能源企业与储能企业互利共赢，也为我国大规模储能建设运营提供了重要借鉴。