探索共享储能市场化

近年来，青海省新能源装机规模以年均近50%的速度增长，持续领跑我国大规模并网光伏电站建设。随着新能源并网量增加，受新能源发电调节灵活性差、间歇性及波动性强的影响，弃风弃光问题日益严峻。

基于现实问题和庞大的市场潜力，各方纷纷将目光瞄向了储能技术。目前，国内储能应用的主要场景有电源侧、负荷侧、电网侧。值得注意的是，三个应用场景独立分散、利用率低，且储能作为主体参与市场后，缺乏成熟的商业运营机制。

为解决上述问题，国网青海电力公司创新提出“共享储能”理念，设计全新的运营模式、市场化交易技术手段，并提供市场化交易平台。

国网青海电力公司调控中心方保民介绍，“共享储能”是将电源侧储能、用户侧储能和电网侧储能资源进行全网优化配置，既可为电源、用户自己提供服务，也可以灵活调整运营模式实现全网共享储能。

2019年6月18日，青海启动省内调峰辅助服务市场试运行，正式开展共享储能调峰辅助服务交易。

“从试运行至今共享储能调峰辅助服务累计成交2648笔，储能充电电量7071万千瓦时，充放电效率80.9％，年化利用小时数634小时；青海347座新能源电站参与共享储能调峰辅助服务交易，累计增发电量7286万千瓦时。新能源发电企业、储能企业实现了双赢。”国网青海公司调控中心王先强说。

青海“共享储能”市场化之路也并非一路平坦。方保民坦言，储能商业运营必须依赖市场，青海首创将共享储能纳入调峰辅助服务市场，两年时间，储能单边调用费由0.7元/千瓦时降至0.5元/千瓦时，但如果政策上缺少长效机制，储能投资将面临较大风险。此外，目前“共享储能”在商业运营方面处于探索阶段。绝大部分储能通过参与调峰辅助服务市场获利，但盈利模式单一，盈利空间有限。尤其是随着新能源平价上网，高昂的辅助服务费用可能使新能源电站入不敷出。对此，在相关政策上还需要有系统考虑，充分保护社会资本的积极性。