西宁报道

无论是新能源场站直流侧的储能技术应用，还是共享储能模式试点，近年来，青海储能行业迎来跨越式发展新阶段。业内普遍看好未来储能发展，作为全国重要的新能源产业基地，青海也加快储能产业布局，以科技创新和模式探索助力能源结构转型发展。

首提“共享储能”促进新能源高质量发展

【资料图】

依托得天独厚的太阳能资源和大面积荒漠化土地资源，青海近十年来以光伏为主的新能源装机急剧增长。截至目前，青海电网总装机容量超4000万千瓦，其中新能源装机占总装机的比例超过60%。

由于新能源存在间歇性、波动性等不稳定先天缺陷，作为可以解决新能源发电稳定性不足、提升电网系统对新能源发电的承载能力和调节能力的储能技术应运而生，储能产业也伴随青海新能源产业发展。

在以熔盐储热为核心技术的光热发电领域，早在2013年7月，青海在柴达木盆地实现光热电站并网发电，由此开始我国自主研发太阳能光热发电技术工业化应用。

此后，在探索光热发电产业可持续发展的道路上，青海始终处于领先水平。有关部门提供的数据显示，截至今年3月，全国并网发电的光热电站装机容量为53.8万千瓦，而青海光热装机容量为21万千瓦，占全国总装机的近40%。

截至今年10月底，青海电网并网电化学储能容量为57.95万千瓦时，其中参与共享储能的电站有2座，总容量为16.4万千瓦时。青海电网共享储能电站累计交易4600笔，实现增发新能源电量1.39亿千瓦时。

国网青海省电力公司有关负责人介绍，为充分释放青海电网的储能发展潜力，2018年，国网青海电力积极创新开展共享储能应用研究，首次在国内提出“共享储能”概念，支撑和促进青海省新能源高质量发展。

以位于青海省海西蒙古族藏族自治州格尔木市的闵行储能电站为例，目前，在国网青海省电力调控中心统一调度下，这个共享储能电站会根据电网通道利用情况和用电负荷情况灵活进行充放电，实现了随充随放，效用得到最大限度利用。闵行储能电站有关负责人告诉记者，从去年起，这个共享储能电站每天至少可以实现一充一放，“如果随着各项技术的进步，将来能够实现两充两放的话，效益相当可观。”

近年来，青海电网不断推广应用源网荷储互动技术，通过完善源网荷储协调平衡策略、优化储能电站充放电模式等手段，提升新能源午间消纳空间100万千瓦以上，提升全网新能源利用率1.2%。

抽水蓄能电站是利用电力抽水到高处储存，在电力系统电力不足时放水发电的水电站。这类电站具有调峰、调频、储能、事故备用等多重功能，被认为是目前最成熟、最可靠的储能方式。

在抽水蓄能电站建设方面，青海也一直在积极论证和研究，2021年，青海省11个抽水蓄能电站被纳入国家“十四五”重点实施计划。记者从各方面了解到，格尔木南山口抽蓄电站、贵南哇让抽蓄电站和同德抽蓄电站均已完成核准前工作，有望年内至明年初陆续开工建设。

“抽蓄电站是目前最有效、最成熟的储能方式，也是对新能源发展支撑最好的方式，100万千瓦的抽水蓄能可以支撑400万千瓦的新能源发电。”一位能源领域的专家认为，各种形式的储能技术近年发展较快，比如压缩空气、光热、电化学、抽水蓄能以及新能源制氢等，但目前已经产业化的项目，主要是光热、电化学和抽水蓄能等储能形式。

2021年1月，青海省印发《关于印发支持储能产业发展的若干措施（试行）》，明确要求，实行“新能源+储能”一体化开发，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。同时，从优先发挥储能调峰效能、适度补贴电化学储能设施运营等4个方面，出台了12条具体措施。

储能产业发展面临两大挑战

记者采访发现，受市场环境的变化、行业系统规则缺乏和运营标准不健全等因素制约，储能产业发展仍面临两大挑战。

一是储能建设投资大成本高，电价机制尚不健全。在青海负责新能源开发的一位企业负责人告诉记者，目前以锂电池为主的电化学储能度电成本约在0.8元左右；抽水蓄能消耗4度电才能发3度电，度电综合成本也在0.6元至0.7元之间，储能电站电价成本高于光伏项目上网电价。抽水蓄能被行业普遍看好，但抽水蓄能电站投资更大。此外，抽水蓄能电站的建设还受到地理、环境等多方面的制约。

二是电化学储能可靠性需进一步提高。业内人士介绍，储能是涉及多个学科、多方面专业的技术领域，包括系统控制、电气安全、设备优化等。随着新型储能电站增多，增加了储能运营安全风险。黄河公司创新中心技术服务中心规划及后评价室工作人员李宪认为，目前，保证储能电站安全稳定运行仍然是产业可持续发展的关键因素。

专家提出三点建议

伴随向碳达峰、碳中和目标推进，可再生能源发展潜力巨大，针对储能产业发展业内人士给出三点建议：

首先是进一步推进电力市场化改革，优化储能资源配置，统筹协调电源、储能、电网和用户系统利益，形成各方共赢的新能源产业链条。“当储能规模与新能源项目实现平衡时，新能源就是稳定、清洁、安全的优质能源。”华能集团青海分公司新能源项目主管田忠认为，应从新能源规模化发展的角度，加快各类储能关键技术攻关，推动储能产业规模化。在电网系统中布置大规模储能系统，不仅可以在电网调峰、调频中构建起新能源高占比电网，还可以通过功率快速调节增强电网的安全性、灵活性。

其次是明确储能电价补贴机制。受访人士认为，可借鉴光伏产业发展初期通过电价补贴政策促进产业快速发展的方式，分类分地区出台各种储能发展优惠政策，以保底的方式给投资方吃下“定心丸”，在促进产业发展的同时，逐渐引导电化学储能产业向市场化转变。

最后，加快技术改造升级，降低储能建设运营成本。李宪认为，成本也是目前储能产业发展的关键。目前储能仍需要通过技术突破、模式创新来降低成本，以出台政策鼓励和引导新能源行业加强储能技术研发投入；攻克关键技术，优化系统集成，通过系统整合研究，提高储能系统效率，降低运营成本。