浅析全国首个共享储能电站！

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。

第一个共享储能电站

2019年4月，由青海国网投建的鲁能海西州多能互补集成优化示范工程，正式探索“共享储能”。项目规模50MW/100MWh，这是全国首座接入大电网的共享式储能电站。2019年5月31日，西北能监局发布《青海电力调峰辅助服务市场化运营规则》，详细规范了青海的储能辅助服务调峰市场化机制，标志着青海共享储能商业模式有了制度保障。

青海共享储能以储能市场化交易和调峰辅助服务市场交易两种商业化运营模式，建成了共享储能市场化交易平台和区块链平台。

储能市场化交易模式：指新能源和储能通过双边协商或市场竞价形式，达成包含交易时段、交易电价、电量及交易价格等内容的交易意向。

调峰辅助服务市场交易模式：指市场化交易未达成且条件允许时，电网按照约定的价格直接对储能资源进行调用，在电网有接纳空间时释放，以增发新能源电量。

截至2021年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。

截至2021年7月底，青海共享储能市场累计成交2648笔，新能源场站增发电量7286万kW·h，证明共享储能具有市场可行性，也为储能的技术发展与商业化开辟了新的思路。

目前，共享储能市场化运营面临着较多问题，比如各参与主体数据的真实性难以保障，清分结算过程中智能化、可信化、便捷化亟须改变，电力市场透明度、公信度有待提升等。

“区块链+共享储能”，像股票一样轻松交易

为了保障交易的公平性、安全性、及时性，在共享储能中引入了区块链技术，通过大家都认同的约定方式实现交易间的快速撮合，并对交易数据进行加密、上链、存证，实现交易数据精准追溯。

多年以来，商业模式不成熟长期掣肘储能行业健康发展。在新基建政策东风之下，国网青海省电力依托于“国网链”打造共享储能模式，开辟中国首个区块链共享储能市场，该地区储能企业也成为中国储能行业第一批受益者。

海西多能互补示范工程是国网青海电力新能源建设重点项目，在没接入“国网链”之前，项目的运行效率并不高。“由于项目各参与主体间信息共享不充分，新型要素市场规则建设滞后，储能参与电力辅助市场推进迟迟难以突破。有了区块链上链数据不可篡改、可追溯等特性，让共享储能成为可能。于是，新能源、储能电站业主可像买卖股票一样，轻松便捷地进行竞价交易。

依托共享储能模式，该项目储能电站除了满足自身新能源电站需求外，也为其它新能源电站提供服务，储能电站的利用效率实现最大化。

推出“区块链+共享储能”智慧解决方案，一方面可缓解弃风弃光，促进清洁能源转型，增加企业效益，并从整体上提高新能源设备的装机容量，另一方面可建立共享储能新业态，赋能相关方。

储能电站的商业化运营，离不开立项论证、研制生产、交付服役到退役报废，需要对全寿命周期内包括设计方案、试验结果、技术状态等大量数据资料进行记录备案，尤其是电站运行多年后，与当初设计指标，厂家承诺、数据溯源等诸多方面。

传统的方式存在安全难以保障、转移交接困难、缺乏有效监管等缺陷。在储能电站管理中引入区块链技术，让业主单位、管理部门、运维部门以及一线设备供应商都参与到储能电站的运行、维护、设备管理的诸多环节中，形成一个分布的、受监督的储能电站数据登记网络。电池储能可以在电网产生过量能量期间吸收电力，并在需求超过供应时再将电量返回电网，由此被认为是帮助维持电网稳定性和定价灵活性的关键组成部分。

与此同时，区块链技术在降低交易成本的同时，又协助记录用电侧和配电网运营商在所有能源交易过程中的分布式能源交易单一分类账目，因此，利用区块链技术，储能电站的每节电池的健康状态、电量贡献度可以追踪到原点，这也有助于解决储能电站的各类采购合同的争议，因为块中的任何内容都不能被操纵或删除。

基于区块链技术的多系统信息交换平台，构建一种不可被破解的完整监控、管理和控制系统，形成储能电站相关信息的共享功能，可以进一步提高储能电站的安全性、便利性和可信度，通过“区块链+共享储能”实现供需关联互动和“发-储-配-用”精准调配、安全校核和自主交易，推动储能资源在全国范围内优化配置。

2020年以来，依托“国网链”共享储能模式，青海储能市场被初步激活，国内电力设备企业、储能企业纷纷提前布局，储能对当地经济拉动作用开始逐步显现。

GW级储能电站的12条建议

对于未来的GW级储能电站，随着青海海西州、海南州百MW级、GW级以及数GW级储能电站的规划设计、先继投运，北京先进碳材料促进会储能专委会李建林从技术层面有下述几点建议：

1.青海属于高海拔地区，考虑到工期、现场安装、调试等综合因素，适应恶劣气候、抗风沙、免维护、微功耗的移动式方舱储能系统是首选;

2.电池类型宜以磷酸铁锂为主，兼以适当比例的液流电池、退役电池梯级利用等多元选择，以便验证多种技术路线可行性，不同电池之间的优势互补;

3.储能容量配置时长不应低于2h，便于与当地光伏电站的出力曲线相匹配，最大限度减少弃光，满足西北电网调峰最小需求;

4.安全可靠运行、少人无人值守是储能电站的基本保障，应采用智能控制技术，对电池系统进行故障预警，实现远程自动维护;

5.储能电站规划选址应依据当地电网的具体情况，宜以百MW级为单元，考虑多点接入，并且不同电站之间在调度、控制时应统筹考虑;

6.储能电站的运行应结合电池自身健康状态和当地光伏电站运行情况，一天以“二充二放”为宜，至少做到“二充一放”。

从运营模式、政策保障方面，有下述几点建议：

1.储能电站的投资主体宜以第三方资本为主，兼以考虑当地政府、民营资本，甚至适当众筹模式，以灵活、机动的方式激发储能电站的运营活力;

2.GW级、数GW级储能电站投运后，可以服务于光伏发电企业，减少弃光率，提高光伏电站调频能力，便于应对西北电网考核细则，减免高额惩罚;

3.GW级、数GW级储能电站投运后，可以按照《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》的相关条例参与青海电网调峰，价格为0.7元/千瓦时;

4.新疆自治区执行光伏电站加装容量20%配置储能后，可增加100小时计划电量，连续五年，青海可以考虑一定程度借鉴;

5.储能电站规模化应用，离不开运行、控制以及消防、安全、运维等系列标准保驾护航，应进一步借鉴、制定相应的标准体系;

6.储能电站投运后，可以带来可观的碳排放收益，应尽早对碳排放进行货币价值化评估，进行有效的成本效益分析。

青海作为全国首个共享储能交易试点，共享储能生态圈建设已经初见成效，对未来新能源和储能发展有引领示范意义。共享储能新业态的构建将极大地赋能于新能源事业的发展，对能源转型意义重大。

附件1：青海省共享储能政策

《关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知)》

2021年1月18日，青海省发改委、科技厅、工信厅、能源局联合下发《关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知》。该通知的要点有：

(1)对新建储能项目的时长与配比提出要求：

新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。

(2)明确补贴标准

对“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴(经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，在上述补贴基础上，再增加每千瓦时0.05元补贴)。补贴时限暂定为2021年1月1日至2022年12月31日。 (3)明确交易机制

新建投运的“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目电化学储能设施所释放电量不再参与省内年度电力市场直接交易，按照新能源结算基价执行。

附件2：青海共享储能电站项目

参考文献：

青海：让储能从独享到共享（《能源评论》）

李建林：关于青海GW级储能电站的12条建议

国内首例共享储能增发新能源电量突破1亿千瓦时

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