2019年末，國家電網在《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》文件中提出：不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設。但是對于儲能應用大省青海省而言，這似乎并沒有影響其儲能產業的快速發展。

2019年12月26日，國內首個市場化運營電網側共享儲能電站——美滿共享儲能電站在青海省格爾木市正式開工建設，電站容量32MW/64MWh，計劃2020年7月正式投運。

“共享儲能”指的是通過電網，將電網側、電源側、用戶側儲能電站資源整合，由電網進行統一協調。截至11月底，青海共享儲能電站累計實現增發新能源電量1400余萬千瓦時，調峰服務成交均價0.72元/千瓦時，電站利用率85%。

國網青海省電力公司徐有蕊曾表示，未來會進一步豐富儲能市場化交易品種，深化基于區塊鏈技術的儲能電站與電網協同調度控制研究，突破GW級儲能電站協同控制技術，支撐GW級儲能電站建成。

對于未來的GW級儲能電站，隨著青海海西州、海南州百MW級、GW級以及數GW級儲能電站的規劃設計、先繼投運，筆者從技術層面有下述幾點建議：

1.青海屬于高海拔地區，考慮到工期、現場安裝、調試等綜合因素，適應惡劣氣候、抗風沙、免維護、微功耗的移動式方艙儲能系統是首選；

2.電池類型宜以磷酸鐵鋰為主，兼以適當比例的液流電池、退役電池梯級利用等多元選擇，以便驗證多種技術路線可行性，不同電池之間的優勢互補；

3.儲能容量配置時長不應低于2h，便于與當地光伏電站的出力曲線相匹配，最大限度減少棄光，滿足西北電網調峰最小需求；

4.安全可靠運行、少人無人值守是儲能電站的基本保障，應采用智能控制技術，對電池系統進行故障預警，實現遠程自動維護；

5.儲能電站規劃選址應依據當地電網的具體情況，宜以百MW級為單元，考慮多點接入，并且不同電站之間在調度、控制時應統籌考慮；

6.儲能電站的運行應結合電池自身健康狀態和當地光伏電站運行情況，一天以“二充二放”為宜，至少做到“二充一放”。

從運營模式、政策保障方面，有下述幾點建議：

1.儲能電站的投資主體宜以第三方資本為主，兼以考慮當地政府、民營資本，甚至適當眾籌模式，以靈活、機動的方式激發儲能電站的運營活力；

2.GW級、數GW級儲能電站投運后，可以服務于光伏發電企業，減少棄光率，提高光伏電站調頻能力，便于應對西北電網考核細則，減免高額懲罰；

3.GW級、數GW級儲能電站投運后，可以按照《青海電力輔助服務市場運營規則（試行）》的相關條例參與青海電網調峰，價格為0.7元/千瓦時；

4.新疆自治區執行光伏電站加裝容量20%配置儲能后，可增加100小時計劃電量，連續五年，青海可以考慮一定程度借鑒；

5.儲能電站規?；瘧?，離不開運行、控制以及消防、安全、運維等系列標準保駕護航，應進一步借鑒、制定相應的標準體系；

6.儲能電站投運后，可以帶來可觀的碳排放收益，應盡早對碳排放進行貨幣價值化評估，進行有效的成本效益分析。

青海作為全國首個共享儲能交易試點，共享儲能生態圈建設已經初見成效，對未來新能源和儲能發展有引領示范意義。共享儲能新業態的構建將極大地賦能于新能源事業的發展，對能源轉型意義重大。