在电力系统运行中合理应用储能技术，可以提升电力系统灵活性、电网支撑能力和新能源消纳能力。因此，储能将成为新能源发展的关键支撑技术，两者协同发展是大势所趋。目前，国内大多省份储能建设还处于探索起步阶段，亟需因地制宜地借鉴先进省份宝贵经验，探索适合自身情况的储能建设发展方向，助力新能源跨越式发展。

一、青海储能发展经验借鉴

青海省新能源资源丰富，截至2020年底，青海省清洁能源发电装机容量占全省电源装机容量的90.3%，新能源发电占比世界领先。为了解决新能源发展面临的消纳和调峰等突出问题，青海省率先开展了多种技术路线的储能建设探索和研究，先进经验值得借鉴。

电化学储能有序发展。建设情况：青海省发改委2017年印发《青海省2017年度风电开发建设方案的通知》，明确当年规划的风电项目按建设规模的10%配套建设储能装置。截至2020年底，青海已并网的电化学储能电站有7座，容量共计149兆瓦/270兆瓦时。其中2座储能电站按共享储能电站模式运营参与电力辅助服务市场，其余均为自储自放模式。收益模式：2021年1月，青海省印发《支持储能产业发展若干措施（试行）》，规定对“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（使用本省产储能电池60%以上的项目，再增加每千瓦时0.05元补贴），补贴对象为2021、2022年投产的电化学储能项目，由电网企业每月按电量及时足额结算，补贴资金纳入电网企业第二监管周期输配电价降价预留资金统筹解决。前景分析：新能源配置储能是当前最具可行性的解决方案，并已成为行业公认的发展趋势。

共享储能电站走向应用。建设情况：2019年4月鲁能储能电站作为全国首个共享储能电站开展试运营。共享储能的两个显著特点：一是服务对象从单一转向全网，二是共享储能商业价值的发挥需电力辅助服务提供支撑。共享储能可充分利用多个发电企业、电网企业或电力用户的发用电时空互补性，提升储能电站的利用率，提升电力系统灵活性，实现储能降本增效。收益模式：根据2020年《青海省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》，共享储能电站的收入主要来自两个方面——“新能源场站与储能达成的双边交易”和“电网调度（每千瓦时0.5元）”，产生的费用由全省所有的发电企业均摊。前景分析：与传统的“新能源+储能”模式不同，“共享模式”可提升储能电站利用率、调峰能力，为储能电站创造更多盈利空间，助力储能产业可持续发展。

光热储能领跑全国。建设情况：目前已投产国家级光热发电示范项目总装机容量21万千瓦，其中德令哈50兆瓦光热项目2018年投运，配有7小时熔盐储热系统，占地面积2.47平方千米，电站设计年发电量1.46亿千瓦时。项目利用定日镜将太阳光汇聚到中央的吸热塔，加热内部的熔盐，产生高温高压的水蒸气，推动汽轮发电机发电。典型的100兆瓦塔式光热发电项目，如果按12小时储热时间配置，可保证24小时连续供电，总投资在25亿～30亿元之间。收益模式：根据国家发展改革委《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，首批太阳能热发电示范项目于2019年和2020年全容量并网的，上网电价按每千瓦时1.1元执行，2021年全容量并网的，上网电价按每千瓦时1.05元执行，2022年1月1日后并网的不再补贴。前景分析：光热发电具有低成本多能互补储热优势，可探索光热发电与光伏和风电进行一体化设计，实现源网荷储一体化，一方面延长发电时数实现平价发电，另一方面协同发电出力稳定可调，并向电网提供有效的转动惯量，提升电力系统稳定运行的保障能力。

黄河上游梯级储能电站起步初探。建设情况：黄河流域上游梯级龙羊峡大型储能工程项目预可研通过审查，项目利用黄河干流梯级电站水能资源，利用新能源弃电通过泵站抽水储能，从拉西瓦水电站水库抽水至龙羊峡水电站水库储能，利用龙羊峡水电站现有机组增发电量，解决新能源弃电问题，是全球首个梯级电站之间水能循环利用储能示范项目。收益模式：龙羊峡水电站自身的水电发电量收益，以及现有机组增发新能源弃电电量收益。前景分析：可有效提高新能源消纳能力，降低新能源弃电率，提升电力系统调节能力。

二、储能建设发展思考及建议

青海储能发展经验丰富，拓展了储能的利用场景。笔者认为，光热发电市场尚处于起步阶段，度电成本较高且占地面积大，不适合全国范围内推广发展，而电化学、共享储能运营模式、黄河上游梯级储能电站的发展模式值得学习借鉴。基于此，笔者提出储能建设发展的思考和建议。

（一）鼓励新能源项目配置储能

建议分两步走：一是对于新增新能源，优先引导其配置储能，有意愿配置储能设施的项目业主在年度建设指标分配中优先配置；储能配比灵活设置，结合风电、光伏不同的调峰特性，以及装机替代能力等因素，建议风电、光伏分别按20%、15%配置。二是对于已投产的新能源项目，结合项目实际运营情况、补贴强度及补贴资金落实情况、所在区域电网运行要求等，评估后确定增加配置储能的可行性及容量配比。

（二）加快构建政策机制与市场环境，支持储能发展

建议加快明确储能应有的主体地位和市场准入条件，探索独立储能电站参与新能源消纳以及辅助服务市场的运营模式。充分挖掘储能多重价值，比如参与调峰、调频等辅助服务，获得辅助服务补偿；减少弃风、弃光电力，增加电费收入；减少电网考核费用；参与电力市场交易获得电价收益等。建议：一是加快全区电力辅助服务市场建设，研究储能参与的服务场景（调峰、调频、调压、断面控制等），明确储能参与电力市场的身份，设计合理的交易品种和价格机制，合理疏导建设成本，提高储能设施利用效率。二是探索超合理利用小时数以外的新能源电量参与市场化交易的机制。市场化交易价格与基准电价之间的差额作为支持储能建设发展的补助资金，研究确定合理的补偿方式。三是加快推进电力现货市场建设，逐步引导储能系统参与现货市场交易，构建辅助服务市场与电能量市场的衔接机制，最终实现两个市场的融合，推动储能服务共享化、市场化。

（三）完善行业标准，引导储能健康发展

建议政府、行业协会、相关利益方联合发力，完善储能相关标准。一是完善储能行业标准。储能快速发展也带来一些问题，例如低价竞标的乱象、储能电站的低利用率、安全问题等，亟需明确储能设施建设相关技术要求（包括安全设计、系统效率、系统寿命等），提出储能系统并网条件，降低项目建设运行安全风险。二是规范统一储能配置标准。目前在各省出台的储能配置支持政策中，配置比例要求从5%到20%不等。各省政策要求虽有不同，但均未对配置比例及持续时长的制定依据进行详细说明。亟需统筹考虑区域电源规划、新能源发展情形、电力市场建设进度等因素，合理测算电力系统储能需求，科学设计配置比例与时长，确保增设储能系统能够得到有效利用。

（四）积极探索共享储能电站运行模式

在新能源汇集区内配置独立储能电站，或将新能源汇集区内各储能装置视为一个整体，统一接受电网调度，为区域新能源电站和电网提供服务，使用效果要优于单个场站分别配置调用。建议积极探索共享储能电站运营模式，搭建共享储能市场交易体系，通过合理的收益分摊方式与市场交易机制，推动共享储能的规模化应用。 

原标题：储能建设发展的思考及建议