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核心提示：無論是新能源場站直流側的儲能技術應用，還是共享儲能模式試點，近年來，青海儲能行業迎來跨越式發展新階段。
新能源優勢突出 青海加速儲能產業布局
西寧報道
無論是新能源場站直流側的儲能技術應用，還是共享儲能模式試點，近年來，青海儲能行業迎來跨越式發展新階段。業內普遍看好未來儲能發展，作為全國重要的新能源產業基地，青海也加快儲能產業布局，以科技創新和模式探索助力能源結構轉型發展。
首提“共享儲能”促進新能源高質量發展
依托得天獨厚的太陽能資源和大面積荒漠化土地資源，青海近十年來以光伏為主的新能源裝機急劇增長。截至目前，青海電網總裝機容量超4000萬千瓦，其中新能源裝機占總裝機的比例超過60%。
由于新能源存在間歇性、波動性等不穩定先天缺陷，作為可以解決新能源發電穩定性不足、提升電網系統對新能源發電的承載能力和調節能力的儲能技術應運而生，儲能產業也伴隨青海新能源產業發展。
在以熔鹽儲熱為核心技術的光熱發電領域，早在2013年7月，青海在柴達木盆地實現光熱電站并網發電，由此開始我國自主研發太陽能光熱發電技術工業化應用。
此后，在探索光熱發電產業可持續發展的道路上，青海始終處于領先水平。有關部門提供的數據顯示，截至今年3月，全國并網發電的光熱電站裝機容量為53.8萬千瓦，而青海光熱裝機容量為21萬千瓦，占全國總裝機的近40%。
截至今年10月底，青海電網并網電化學儲能容量為57.95萬千瓦時，其中參與共享儲能的電站有2座，總容量為16.4萬千瓦時。青海電網共享儲能電站累計交易4600筆，實現增發新能源電量1.39億千瓦時。
國網青海省電力公司有關負責人介紹，為充分釋放青海電網的儲能發展潛力，2018年，國網青海電力積極創新開展共享儲能應用研究，首次在國內提出“共享儲能”概念，支撐和促進青海省新能源高質量發展。
以位于青海省海西蒙古族藏族自治州格爾木市的閔行儲能電站為例，目前，在國網青海省電力調控中心統一調度下，這個共享儲能電站會根據電網通道利用情況和用電負荷情況靈活進行充放電，實現了隨充隨放，效用得到最大限度利用。閔行儲能電站有關負責人告訴記者，從去年起，這個共享儲能電站每天至少可以實現一充一放，“如果隨著各項技術的進步，將來能夠實現兩充兩放的話，效益相當可觀。”
近年來，青海電網不斷推廣應用源網荷儲互動技術，通過完善源網荷儲協調平衡策略、優化儲能電站充放電模式等手段，提升新能源午間消納空間100萬千瓦以上，提升全網新能源利用率1.2%。
抽水蓄能電站是利用電力抽水到高處儲存，在電力系統電力不足時放水發電的水電站。這類電站具有調峰、調頻、儲能、事故備用等多重功能，被認為是目前最成熟、最可靠的儲能方式。
在抽水蓄能電站建設方面，青海也一直在積極論證和研究，2021年，青海省11個抽水蓄能電站被納入國家“十四五”重點實施計劃。記者從各方面了解到，格爾木南山口抽蓄電站、貴南哇讓抽蓄電站和同德抽蓄電站均已完成核準前工作，有望年內至明年初陸續開工建設。
“抽蓄電站是目前最有效、最成熟的儲能方式，也是對新能源發展支撐最好的方式，100萬千瓦的抽水蓄能可以支撐400萬千瓦的新能源發電。”一位能源領域的專家認為，各種形式的儲能技術近年發展較快，比如壓縮空氣、光熱、電化學、抽水蓄能以及新能源制氫等，但目前已經產業化的項目，主要是光熱、電化學和抽水蓄能等儲能形式。
2021年1月，青海省印發《關于印發支持儲能產業發展的若干措施（試行）》，明確要求，實行“新能源+儲能”一體化開發，新建新能源項目儲能容量原則上不低于新能源項目裝機量的10%，儲能時長2小時以上。同時，從優先發揮儲能調峰效能、適度補貼電化學儲能設施運營等4個方面，出臺了12條具體措施。
儲能產業發展面臨兩大挑戰
記者采訪發現，受市場環境的變化、行業系統規則缺乏和運營標準不健全等因素制約，儲能產業發展仍面臨兩大挑戰。
一是儲能建設投資大成本高，電價機制尚不健全。在青海負責新能源開發的一位企業負責人告訴記者，目前以鋰電池為主的電化學儲能度電成本約在0.8元左右；抽水蓄能消耗4度電才能發3度電，度電綜合成本也在0.6元至0.7元之間，儲能電站電價成本高于光伏項目上網電價。抽水蓄能被行業普遍看好，但抽水蓄能電站投資更大。此外，抽水蓄能電站的建設還受到地理、環境等多方面的制約。
二是電化學儲能可靠性需進一步提高。業內人士介紹，儲能是涉及多個學科、多方面專業的技術領域，包括系統控制、電氣安全、設備優化等。隨著新型儲能電站增多，增加了儲能運營安全風險。黃河公司創新中心技術服務中心規劃及后評價室工作人員李憲認為，目前，保證儲能電站安全穩定運行仍然是產業可持續發展的關鍵因素。
專家提出三點建議
伴隨向碳達峰、碳中和目標推進，可再生能源發展潛力巨大，針對儲能產業發展業內人士給出三點建議：
首先是進一步推進電力市場化改革，優化儲能資源配置，統籌協調電源、儲能、電網和用戶系統利益，形成各方共贏的新能源產業鏈條。“當儲能規模與新能源項目實現平衡時，新能源就是穩定、清潔、安全的優質能源。”華能集團青海分公司新能源項目主管田忠認為，應從新能源規模化發展的角度，加快各類儲能關鍵技術攻關，推動儲能產業規模化。在電網系統中布置大規模儲能系統，不僅可以在電網調峰、調頻中構建起新能源高占比電網，還可以通過功率快速調節增強電網的安全性、靈活性。
其次是明確儲能電價補貼機制。受訪人士認為，可借鑒光伏產業發展初期通過電價補貼政策促進產業快速發展的方式，分類分地區出臺各種儲能發展優惠政策，以保底的方式給投資方吃下“定心丸”，在促進產業發展的同時，逐漸引導電化學儲能產業向市場化轉變。
最后，加快技術改造升級，降低儲能建設運營成本。李憲認為，成本也是目前儲能產業發展的關鍵。目前儲能仍需要通過技術突破、模式創新來降低成本，以出臺政策鼓勵和引導新能源行業加強儲能技術研發投入；攻克關鍵技術，優化系統集成，通過系統整合研究，提高儲能系統效率，降低運營成本。
西寧報道
無論是新能源場站直流側的儲能技術應用，還是共享儲能模式試點，近年來，青海儲能行業迎來跨越式發展新階段。業內普遍看好未來儲能發展，作為全國重要的新能源產業基地，青海也加快儲能產業布局，以科技創新和模式探索助力能源結構轉型發展。
首提“共享儲能”促進新能源高質量發展
依托得天獨厚的太陽能資源和大面積荒漠化土地資源，青海近十年來以光伏為主的新能源裝機急劇增長。截至目前，青海電網總裝機容量超4000萬千瓦，其中新能源裝機占總裝機的比例超過60%。
由于新能源存在間歇性、波動性等不穩定先天缺陷，作為可以解決新能源發電穩定性不足、提升電網系統對新能源發電的承載能力和調節能力的儲能技術應運而生，儲能產業也伴隨青海新能源產業發展。
在以熔鹽儲熱為核心技術的光熱發電領域，早在2013年7月，青海在柴達木盆地實現光熱電站并網發電，由此開始我國自主研發太陽能光熱發電技術工業化應用。
此后，在探索光熱發電產業可持續發展的道路上，青海始終處于領先水平。有關部門提供的數據顯示，截至今年3月，全國并網發電的光熱電站裝機容量為53.8萬千瓦，而青海光熱裝機容量為21萬千瓦，占全國總裝機的近40%。
截至今年10月底，青海電網并網電化學儲能容量為57.95萬千瓦時，其中參與共享儲能的電站有2座，總容量為16.4萬千瓦時。青海電網共享儲能電站累計交易4600筆，實現增發新能源電量1.39億千瓦時。
國網青海省電力公司有關負責人介紹，為充分釋放青海電網的儲能發展潛力，2018年，國網青海電力積極創新開展共享儲能應用研究，首次在國內提出“共享儲能”概念，支撐和促進青海省新能源高質量發展。
以位于青海省海西蒙古族藏族自治州格爾木市的閔行儲能電站為例，目前，在國網青海省電力調控中心統一調度下，這個共享儲能電站會根據電網通道利用情況和用電負荷情況靈活進行充放電，實現了隨充隨放，效用得到最大限度利用。閔行儲能電站有關負責人告訴記者，從去年起，這個共享儲能電站每天至少可以實現一充一放，“如果隨著各項技術的進步，將來能夠實現兩充兩放的話，效益相當可觀。”
近年來，青海電網不斷推廣應用源網荷儲互動技術，通過完善源網荷儲協調平衡策略、優化儲能電站充放電模式等手段，提升新能源午間消納空間100萬千瓦以上，提升全網新能源利用率1.2%。
抽水蓄能電站是利用電力抽水到高處儲存，在電力系統電力不足時放水發電的水電站。這類電站具有調峰、調頻、儲能、事故備用等多重功能，被認為是目前最成熟、最可靠的儲能方式。
在抽水蓄能電站建設方面，青海也一直在積極論證和研究，2021年，青海省11個抽水蓄能電站被納入國家“十四五”重點實施計劃。記者從各方面了解到，格爾木南山口抽蓄電站、貴南哇讓抽蓄電站和同德抽蓄電站均已完成核準前工作，有望年內至明年初陸續開工建設。
“抽蓄電站是目前最有效、最成熟的儲能方式，也是對新能源發展支撐最好的方式，100萬千瓦的抽水蓄能可以支撐400萬千瓦的新能源發電。”一位能源領域的專家認為，各種形式的儲能技術近年發展較快，比如壓縮空氣、光熱、電化學、抽水蓄能以及新能源制氫等，但目前已經產業化的項目，主要是光熱、電化學和抽水蓄能等儲能形式。
2021年1月，青海省印發《關于印發支持儲能產業發展的若干措施（試行）》，明確要求，實行“新能源+儲能”一體化開發，新建新能源項目儲能容量原則上不低于新能源項目裝機量的10%，儲能時長2小時以上。同時，從優先發揮儲能調峰效能、適度補貼電化學儲能設施運營等4個方面，出臺了12條具體措施。
儲能產業發展面臨兩大挑戰
記者采訪發現，受市場環境的變化、行業系統規則缺乏和運營標準不健全等因素制約，儲能產業發展仍面臨兩大挑戰。
一是儲能建設投資大成本高，電價機制尚不健全。在青海負責新能源開發的一位企業負責人告訴記者，目前以鋰電池為主的電化學儲能度電成本約在0.8元左右；抽水蓄能消耗4度電才能發3度電，度電綜合成本也在0.6元至0.7元之間，儲能電站電價成本高于光伏項目上網電價。抽水蓄能被行業普遍看好，但抽水蓄能電站投資更大。此外，抽水蓄能電站的建設還受到地理、環境等多方面的制約。
二是電化學儲能可靠性需進一步提高。業內人士介紹，儲能是涉及多個學科、多方面專業的技術領域，包括系統控制、電氣安全、設備優化等。隨著新型儲能電站增多，增加了儲能運營安全風險。黃河公司創新中心技術服務中心規劃及后評價室工作人員李憲認為，目前，保證儲能電站安全穩定運行仍然是產業可持續發展的關鍵因素。
專家提出三點建議
伴隨向碳達峰、碳中和目標推進，可再生能源發展潛力巨大，針對儲能產業發展業內人士給出三點建議：
首先是進一步推進電力市場化改革，優化儲能資源配置，統籌協調電源、儲能、電網和用戶系統利益，形成各方共贏的新能源產業鏈條。“當儲能規模與新能源項目實現平衡時，新能源就是穩定、清潔、安全的優質能源。”華能集團青海分公司新能源項目主管田忠認為，應從新能源規模化發展的角度，加快各類儲能關鍵技術攻關，推動儲能產業規模化。在電網系統中布置大規模儲能系統，不僅可以在電網調峰、調頻中構建起新能源高占比電網，還可以通過功率快速調節增強電網的安全性、靈活性。
其次是明確儲能電價補貼機制。受訪人士認為，可借鑒光伏產業發展初期通過電價補貼政策促進產業快速發展的方式，分類分地區出臺各種儲能發展優惠政策，以保底的方式給投資方吃下“定心丸”，在促進產業發展的同時，逐漸引導電化學儲能產業向市場化轉變。
最后，加快技術改造升級，降低儲能建設運營成本。李憲認為，成本也是目前儲能產業發展的關鍵。目前儲能仍需要通過技術突破、模式創新來降低成本，以出臺政策鼓勵和引導新能源行業加強儲能技術研發投入；攻克關鍵技術，優化系統集成，通過系統整合研究，提高儲能系統效率，降低運營成本。
