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　　近三年內，國家層面關于儲能方面的政策頻出，相關部門頒布的政策就有20余項，各級政府頒發的配套政策累計達50余項。2019年，國家能源局聯合國家發展改革委、科技部、工信部發布的《貫徹落實<關于促進儲能技術與產業發展的指導意見>2019~2020年行動計劃》，更將儲能規模化應用上升到國家戰略。從各地發展情況來看，江蘇、河南、湖南百兆瓦級別的儲能電站為大規模儲能電站裝置在發輸配用的典型應用場景中夯實了應用基礎，完善了技術儲備。青海作為國家重要的新能源產業基地，一直將清潔能源轉型、新能源產業升級作為地方經濟的重要支撐，為儲能的商業化應用提供了良好的發展基礎。

　　

　　一、青海獨特的資源優勢為儲能項目建設提供支撐

　　

　　青海作為三江源頭，素有“中華水塔”之稱，資源稟賦獨特，日照充足，蘊藏著極為豐富的太陽能資源。全年日照小時數3500多小時，是著名的“陽光地帶”;地處Ⅲ類風能可利用區，全年可利用風能時間在3000小時以上;全球已查明的鋰資源儲量為3400萬噸，青海鹽湖鋰資源占全球鋰儲量的60%以上。青海可用于光伏發電和風電場建設的荒漠化土地達10萬平方公里，是發展光伏—儲能新能源基地的不二之地。

　　

　　得天獨厚的自然條件、地理環境，注定青海必將成為新一輪電改下的弄潮兒。海南、海西兩個千萬千瓦級清潔能源基地相繼開工建設，規劃總規模超過6000萬千瓦。與此同時，青海格爾木50MW光伏電站加裝15MW/18MWh鋰電池儲能系統，驗證了儲能提高光伏電站跟蹤計劃出力能力、友好調度能力;海南州共和縣光伏產業園的20MW/16.7MWh儲能項目順利投運，驗證了儲能系統解決棄光問題的關鍵技術及技術可行性;海西州多能互補集成優化示范項目，光伏發電20萬千瓦、風電40萬千瓦、光熱發電5萬千瓦、蓄電池儲能電站5萬千瓦，采用虛擬同步機技術，使風電、光電能夠主動參與一次調頻、調壓，對電網提供有功和無功支撐，驗證了“風—光—熱—儲”多能互補、智能調度的可行性;德令哈塔式熔鹽儲能光熱電站，是國家首批光熱發電示范項目，裝機容量50MW，配置7小時熔鹽儲能系統，驗證了新型發電形式在青海的成功應用;青海格爾木光伏電站建成的1.5MW/3.5MWh直流側儲能示范系統，探索了儲能減少棄光的新型商業模式。上述典型儲能示范工程的大力推進和有益嘗試，為青海打造千億鋰電產業基地的戰略、完善太陽能裝備制造業產業鏈條提供了有力支撐。

　　

　　二、共享儲能成為新能源消納新實踐

　　

　　技術催生了市場，市場又反過來倒逼技術。隨著青海省“兩個千萬千瓦”項目以及可再生能源基地的全面推進，迫切需要通過技術手段和市場化機制創新破解消納難題。

　　

　　魯能海西州多能互補示范工程項目包含風電400MW、光伏200MW、光熱50MW以及儲能50MW，總規模裝機700MW。其中風電、光伏、光熱通過35kV集電線路接入110kV升壓站送至330kV匯集站并網。

　　

　　魯能海西州發電側儲能項目由50臺標準集裝箱和25臺35kV箱變組成，每個集裝箱包含2個匯流柜、2個控制柜、2臺PCS及1臺監控柜。

　　

　　每臺集裝箱裝設1MW/1.6MWh的磷酸鐵鋰電池子單元。與光伏、風電傳輸需要通過110kV過渡不同，儲能項目按照就近接入電網系統的原則，先通過2臺位于升壓倉內的500kW儲能變流器(power conversion system，PCS)，就地直接升壓至35kV，然后接入新魯330kV匯集站。建設經驗證明，為保住儲能電站滿功率有功出力時并網點的電壓穩定性，在35kV側配備一定容量的靜止無功補償器，效果明顯。

　　

　　在魯能儲能項目的建設過程中，由于地處青海，常年會處于極端環境下(低溫可達到-30℃，高溫處于35℃以上，溫差可以達到70℃左右)，因此熱管理是該儲能項目的一大難點。在儲能項目中，安全作為儲能項目的重中之重，電池的溫度控制便直接影響儲能電站的安全。魯能儲能項目中，研究人員通過給電柜預留風道，提供冷風，來保障電池在工作狀態下處于均溫狀態;當電池管理系統(Battery Management System，BMS)檢測到電池溫度偏高時，啟動電池散熱系統，當溫度偏低時采用電池預加熱來保障電池溫度，從而解決了這一難點。

　　

　　從魯能海西州發電側儲能電站項目本身角度看，傳統的新能源項目中只有儲能電站作為調節電源。示范項目通過將光伏發電、光熱發電、風力發電以及儲能電站深度融合、優化，在用電峰谷期利用儲能電站與光熱電廠聯合運行來供需，進而解決電力輸出不平衡問題，提高電網穩定性，提升電網對新能源的接納能力。采取“新能源+”模式，以光熱儲能系統和儲能電站為調節電源，風電、光電、光熱為主電源，徹底解決了用電高峰和低谷期電力輸出不平衡的問題。同時，探索出一條利用風光發電與光熱發電互補來促進新能源消納的道路，填補了多能互補示范項目的空白。

　　

　　2019年12月26日，國內首個市場化運營電網側共享儲能電站—美滿共享儲能電站在青海省格爾木市正式開工建設，電站容量32MW/64MWh，計劃于2020年7月投運。該共享儲能電站的開工建設，成為解決新能源消納的創新試點，能有效解決周邊地區新能源場站棄光、棄風問題。在棄光、棄風高峰時段將電儲存，在非棄光、非棄風低谷時段將電發送至電網，和新能源場站業主進行一定分成從而獲得投資收益。

　　

　　共享儲能的飛速發展離不開區塊鏈這一顛覆性的新興技術。運用區塊鏈技術后，無須再布置信息中心樞紐，節約了巨大的設備成本，也避免了后續昂貴的運營維護費用。區塊鏈技術可以低成本的建立互信機制，打破不同主體間信息的屏障，促進多方之間信息無障礙地流動，實現跨主體的協作。共享儲能與區塊鏈技術的結合打破了電源側、電網側、用戶側的界限，同時打破了不同資產歸屬權的束縛，全民共享。

　　

　　這一嶄新模式不僅整合了電源側儲能站，為新能源發電廠提供棄風棄光電量的存儲與釋放，有效緩解清潔能源高峰時段電力電量消納困難，而且充分利用了電網現有資源。借助“三站合一”“多站融合”這一契機，在變電站內建設儲能電站，不僅充分利用了變電站的空地資源，為電源的電力支撐提供緊急備用、靈活調度;更將靈活移動共享儲能的范圍持續延伸至負荷側，利用電動汽車或智能樓宇等儲能裝置，在新能源高發時段存儲電力，對電動汽車進行充電，在其他時段釋放電力。

　　

　　青海創新開展共享儲能調峰輔助服務，設計儲能市場化交易和調峰輔助服務的商業化運營模式，搭建共享儲能市場化交易平臺和區塊鏈平臺，構建了完善的共享儲能運營監控體系。

　　

　　三、儲能發展相關建議

　　

　　隨著青海海西州、海南州百兆瓦級、吉瓦級以及數吉瓦級儲能電站的規劃設計、先繼投運，相關建議如下：

　　

　　1.技術層面的建議：

　　

　　(1)青海屬于高海拔地區，考慮到工期、現場安裝、調試等綜合因素，適應惡劣氣候、抗風沙、免維護、微功耗的移動式方艙儲能系統是首選;

　　

　　(2)電池類型宜以磷酸鐵鋰為主，兼以適當比例的液流電池、退役電池梯級利用等多元選擇，以便驗證多種技術路線可行性，不同電池之間優勢互補;

　　

　　(3)儲能容量配置時長不應低于2小時，以便于與當地光伏電站的出力曲線相匹配，最大限度減少棄光，滿足西北電網調峰最小需求;

　　

　　(4)安全可靠運行、少人無人值守是儲能電站的基本保障，應采用智能控制技術，對電池系統進行故障預警，實現遠程自動維護。

　　

　　(5)儲能電站規劃選址應依據當地電網的具體情況，宜以百兆瓦級為單元，考慮多點接入，并且不同電站之間在調度、控制時應統籌考慮;

　　

　　(6)儲能電站的運行應結合電池自身健康狀態和當地光伏電站運行情況，一天以“二充二放”為宜，至少做到“二充一放”。

　　

　　2.運營模式、政策保障方面的建議：

　　

　　(1)儲能電站的投資主體宜以第三方資本為主，兼以考慮當地政府、民營資本，甚至適當眾籌模式，以靈活、機動的方式激發儲能電站的運營活力;

　　

　　(2)吉瓦級、數吉瓦級儲能電站投運后，可以服務于光伏發電企業，減少棄光率，提高光伏電站調頻能力，便于應對西北電網考核細則，減免高額懲罰;

　　

　　(3)吉瓦級、數吉瓦級儲能電站投運后，可以按照《青海電力輔助服務市場運營規則(試行)》的相關條例參與青海電網調峰，價格為0.7元/千瓦時;

　　

　　(4)新疆執行光伏電站加裝容量20%配置儲能后，可增加100小時計劃電量，連續五年，青海可以考慮一定程度借鑒;

　　

　　(5)儲能電站規模化應用，離不開運行、控制以及消防、安全、運維等系列標準保駕護航，應進一步借鑒、制定相應的標準體系;

　　

　　(6)儲能電站投運后，可以帶來可觀的碳排放收益，應盡早對碳排放進行貨幣價值化評估，進行有效的成本效益分析。

　　

　　總體而言，青海作為全國首個共享儲能交易試點，共享儲能生態圈建設已經初見成效，對未來新能源和儲能發展有引領示范意義。共享儲能新業態的構建將極大地賦能于新能源事業的發展，對能源轉型意義重大。共享儲能可以有效減少棄風棄光，解決新能源消納難等問題，增加企業效益;可以吸引更多的人投入到儲能事業中，由此形成儲能新興產業;將增強電網的調峰調頻能力，大大緩解電力供應時序不匹配等問題。可以預見，不久的將來，儲能共享時代的到來是大勢所趨。

　　

　　原文首發于《電力決策與輿情參考》2020年第7、8期