近年來，青海省新能源裝機規模以年均近50%的速度增長，持續領跑我國大規模并網光伏電站建設。隨著新能源并網量增加，受新能源發電調節靈活性差、間歇性及波動性強的影響，棄風棄光問題日益嚴峻。
基于現實問題和龐大的市場潛力，各方紛紛將目光瞄向了儲能技術。目前，國內儲能應用的主要場景有電源側、負荷側、電網側。值得注意的是，三個應用場景獨立分散、利用率低，且儲能作為主體參與市場后，缺乏成熟的商業運營機制。
為解決上述問題，國網青海電力公司創新提出“共享儲能”理念，設計全新的運營模式、市場化交易技術手段，并提供市場化交易平臺。
國網青海電力公司調控中心方保民介紹，“共享儲能”是將電源側儲能、用戶側儲能和電網側儲能資源進行全網優化配置，既可為電源、用戶自己提供服務，也可以靈活調整運營模式實現全網共享儲能。
2019年6月18日，青海啟動省內調峰輔助服務市場試運行，正式開展共享儲能調峰輔助服務交易。
“從試運行至今共享儲能調峰輔助服務累計成交2648筆，儲能充電電量7071萬千瓦時，充放電效率80.9%，年化利用小時數634小時;青海347座新能源電站參與共享儲能調峰輔助服務交易，累計增發電量7286萬千瓦時。新能源發電企業、儲能企業實現了雙贏。”國網青海公司調控中心王先強說。
青海“共享儲能”市場化之路也并非一路平坦。方保民坦言，儲能商業運營必須依賴市場，青海首創將共享儲能納入調峰輔助服務市場，兩年時間，儲能單邊調用費由0.7元/千瓦時降至0.5元/千瓦時，但如果政策上缺少長效機制，儲能投資將面臨較大風險。此外，目前“共享儲能”在商業運營方面處于探索階段。絕大部分儲能通過參與調峰輔助服務市場獲利，但盈利模式單一，盈利空間有限。尤其是隨著新能源平價上網，高昂的輔助服務費用可能使新能源電站入不敷出。對此，在相關政策上還需要有系統考慮，充分保護社會資本的積極性。
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