2019年4月，国网青海电力公司撮合三家新能源企业在共享储能交易平台上开了第一笔调峰辅助市场化交易，引起行业关注。

所谓“共享储能”，就是以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行整合，由电网来进行统一协调，推动源网荷各端储能能力全面释放。

根据青海电力调度控制中心副主任董凌在第二届“清洁能源发展与消纳”专题研讨会上的介绍，在此平台上，新能源、储能电站业主可像买卖股票一样，轻松便捷地进行竞价交易。

“日前，新能源发电企业和储能电站各自完成交易需求上报；日内，当新能源出力受限时，交易平台依次完成辅助服务出清。出清结果通过AGC系统实现自动匹配控制，执行合约和交易结果在区块链平台完成存证。”董凌说。

这表明，在电网侧储能暂时无法规模化发展的情况下，电网公司并没有停止对储能价值的再探索。这也可以看作是在国网“三型两网”战略下，青海电力公司对泛在电力物联网的一次小范围验证和尝试。

参与此次交易的储能电站为鲁能海西100兆瓦时储能电站，交易为期10天，共减少弃光量80.36万千瓦时，创造直接经济效益75万元。储能电站收入主要来自两个方面：一个是市场交易，一个是电网调度。

具体来说，当新能源场站出现弃光限电时，首先由新能源场站与储能电站进行双边协调，协调不成可在共享储能交易平台市场竞价，进行集中交易。如果协商和集中交易没有结果，将由电网直接调用，在出现弃风弃光的时候，电网直接下达指令给储能站进行充电，每度电按0.7元执行，产生的费用由全省所有的发电企业均摊。

根据《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》中的储能调峰条款，政策在某种程度上起到了兜底的作用，在目前锂电储能系统度电成本为0.6元的情况下，给储能电站一个保底的充电价格（0.7元/KWh）。

目前青海已建成的储能电站装机容量为13.5万千瓦时，大多位于电源侧，只与单一的场站联合运营。但受制于单一场站弃电的不稳定，投资回收期普遍较长，有些甚至在全寿命周期内暂时无法实现盈利。如果储能电站同时可以给几十家新能源场站提供服务，将大幅提高储能电站利用率和项目收益。

业内人士透露，目前在海西1元以上的高电价光伏装机大约有300万千瓦，最高价格为1.15元/KWh。共享储能能否赢利主要看整体弃光量的大小和新能源场站能够让利多少。

在高电价的光伏电站布局储能，一直是业内探索的方向。但受制于光伏补贴拖欠，储能收益必须走光伏发电费用，在很多情况下干了活也拿不到钱，导致储能项目运行难以为继。在国网看来，这些难题完全可以通过大数据、区块链等技术手段解决。

“因为区块链数据的不可篡改性，所有的交易已经记载下来。相当于你已经有这个钱了，这个钱不需要通过银行一定要打到你的账户，银行是认可的，你的授信额度有，再贷款的话，银行可以根据区块链认证给你放款。”国家电网公司的一位内部人士说。

青海政策的出台，与青海省近几年高速增长的新能源装机密切相关。截至2018年年底，青海新能源总装机1415.5万千瓦，全年新能源装机新增415.39万千瓦，新能源装机年增长率达到43.21%，为近五年来最高。

与之相对应的是，青海电网断面送出能力和调峰能力不足问题持续存在。尤其是海西州新能源存在弃风弃光情况，并且未来可能进一步攀升。

据西北能监局市场处介绍，通过共享储能的模式，意在为储能在进入电力市场扫清障碍，促进青海的清洁能源消纳。青海共享储能的模式一旦在运行中取得比较好的成果，将很快在陕西、宁夏乃至西北电网进行推广。

有业内人士分析，共享储能主要依靠挖掘光伏的高上网电价来补贴储能投资，利用其高电价分摊储能设施成本。在当前电力体制机制下，该模式具有一定的应用场景，可在青海储能发展初期起到显著的促进作用。

但到2022年以后，随着光伏成本持续下降，大规模新建光伏电站将执行平价上网或低价上网， 2017年以前投运的有补贴的项目规模在整个光伏装机中占比越来越小，使得青海地区光伏上网电价水平进一步下跌，继续依托光伏企业发电收益维持储能项目经济效益已经难以得到满足。届时，需要进一步深入探索适应储能发展、与储能价值匹配的电价机制。