近年来，我国新能源产业快速发展，储能领域也随之受到广泛关注。目前，全国已有20多个省（区、市）出台了新能源配建储能相关政策，很多政策都要求新能源项目配置5%-20%、1-2小时的储能项目。
当前，新能源企业建设运营的储能项目普遍为自建自用模式，储能资源不能得到充分利用。作为新能源大省，青海在推动储能产业发展方面独辟蹊径，深入探索，走出了一条可供参考借鉴的路径。
01
发展储能正当时
2022年2月28日，青海省人民政府印发《青海省“十四五”能源发展规划》。文件中明确到2025年，力争建成电化学等新型储能600万千瓦，是目前规划装机量最高的省份之一。而国际能源网/储能头条（微信号：chuneng365）注意到，截至2020年底，青海省储能装机仅为36.3万千瓦。这意味着“十四五”期间，青海省新型储能规模涨幅将超16倍，年均增速达75.25%。
青海省之所以提出如此高的预期目标，在国际能源网/储能头条（微信号：chuneng365）看来原因有二：
一是青海省清洁能源资源丰富、品类齐全。太阳能、水能、风能资源位居全国前列，是国家重要的清洁能源富集区。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。
而储能作为智能电网、新能源高占比能源系统的重要组成部分和关键支撑技术，对缓解上述问题具有积极作用。推动储能发展不仅有利于实现大规模电能在时间上的平移，通过削峰填谷方式改善电源出力特性，提高新能源消纳利用水平，而且可以加大清洁能源输出，拉动相关产业发展。
二是青海省已探明的锂资源储量占全球储量的60%以上，是世界锂资源的富集地。青海是中国锂资源最丰富的省份。锂是动力电池、储能电池必不可少的原材料之一，是实现碳中和目标的战略资源。
在青海发展储能，具有得天独厚的资源优势。
02
储能政策走在先列
2016年，习近平总书记在青海考察时提出“使青海成为国家重要的新型能源产业基地”，2021年习近平总书记再次考察青海时进一步明确提出“打造国家清洁能源产业高地”的更高目标。而储能作为解决诸多清洁能源发展瓶颈的关键点，青海算得上是全国最支持储能发展的省份了。
2017年，青海就在全国最早提出了风电项目按照建设规模的10%配套建设储能装置的强制要求，尽管因为企业的激烈反对，最终没有实行，但目前多个省份强制要求配套储能的风，可以说也是从青海刮起来的。
据国际能源网/储能头条（微信号：chuneng365）不完全统计，“十四五”期间，青海省已出台十余项储能相关政策。其中，2021下发的《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》，提出对“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，同时，经该省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，在上述补贴基础上，再增加每千瓦时0.05元补贴。这是全国首个针对可再生能源+储能项目补贴方案。
当时，虽然国家层面多次提到支持储能发展，多省也相继发布关于发电侧储能的支持文件，内蒙古、新疆、辽宁、湖北、江西、山东等地均建议或鼓励新建的风电光伏项目配置相应的储能以配合电网调度，但业内对于新能源配储的争议从未停止。其中，一个争议的焦点是，储能的成本谁来承担。在没有补贴、缺乏合理盈利模式的当下，新能源配储能否持续发展。显然，此次青海储能补贴政策的出台，有利于在一定程度上解决配储的成本问题。
2022年以来，《青海省国家储能发展先行示范区行动方案（2021—2023年）》《青海省关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》等文件印发，青海不断丰富储能交易品种，扩展储能利润空间，推动储能产业在支撑新能源开发利用方面发挥更大作用。
近日，青海省能源局发布了电力现货市场及其相关配套细则共五份文件，提出10MW/2h以上的储能电站，可以独立身份参与电能量交易和辅助服务交易。在参与电能量市场和辅助服务市场时，储能电站可提供调峰、调频辅助服务，可参与现货电能量市场，参与现货电能量市场时，可以获得容量补偿。
特别值得注意的是，青海省首次提出，储能电站可同时参与调频、调峰市场，或同时参与调频、现货电能量市场，这为储能电站实现多重收益创造了一定的条件。这些文件在规划了未来青海电力现货及辅助服务市场运营的同时，也为储能的应用创造了一定的条件。
03
探索“共享”市场化道路
近年来，青海省新能源装机规模持续增长，传统单个电站的独享储能方式已难以应对调峰、电力电量平衡及电网安全运行等挑战。
2018年国网青海电力首次提出“共享储能”概念，青海电力依托电网中枢平台优势，以共享储能为抓手，着力开展相关应用研究，并积极打造储能辅助服务市场，寻求共享储能在技术应用和服务模式两方面的创新突破，希望通过共享储能商业化运营来有效解决新能源高速发展带来的弃风弃光及电网风险两大难题。
2018年8月，青海电力辅助服务市场建设正式启动，当年9月完成《青海电力调峰辅助服务市场运营规则》制定，重点对储能调峰辅助服务相关内容进行补充完善，还将共享储能作为辅助服务体系的亮点，并以市场化模式全力支持共享储能有序发展。2019年6月18日，国家能源局西北监管局发布《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》，并向国家能源局报备，为共享储能市场化交易提供规范。
至此，青海电力着力打造的共享储能系统正式具备市场化交易条件。
为检验共享储能系统运行的可行性，2019年4月21日至30日，在国家能源局西北监管局和青海省能源局的大力支持下，青海电力在国内首次组织开展了共享储能调峰辅助服务市场化交易试点工作，1家储能企业与2家新能源发电企业参与其中。
国网青海省电力公司调度数据显示，在共享储能试点交易的这10天期间，累计充电电量80.36万千瓦时，累计放电电量65.8万千瓦时，实现光伏电站增发电量65.8万千瓦时，创造直接经济效益75万元，光伏企业和储能企业实现互利共赢。共享储能试点交易取得了圆满成功。
此次试点的成功开展以及后续8个多月的试运行所取得的良好效果，无形中也增强了国内储能企业投资建设的热情和信心。2019年12月26日，国内首个市场化运营电网侧共享储能电站——美满共享储能电站在青海省格尔木市正式开工建设，首期64兆瓦时储能项目已于2020年11月并网。其建设运营对于提振储能电站投资信心、促进青海共享储能发展具有重要意义。
截至今年2月底，青海省共享储能交易累计成交3500余笔，增发新能源电量首次超过1亿千瓦时，实现了新能源企业与储能企业互利共赢，也为我国大规模储能建设运营提供了重要借鉴。
