青海:新能源并网量增加 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。(经济日报-中国经济网记者 石 晶) 责编:海闻