北京
10月30日，青海省科技厅发布了关于省重大科技专项“基于特高压直流外送的GW级共享储能区块链关键技术及直流升压装置研发及应用”的验收结果，该专项示范应用地点为德令哈市光伏产业园区展煌储能电站。
— 图源：青海省科学技术厅官网（10月30日发布）
本项目的最大特点是两个方面：一是外送通道能力提高30万千瓦，年新增新能源消纳电量10亿千瓦时；二是研制出±10kV/500kW光伏直流升压变换器，最高转换效率达到99.62%。
前者是解决外送通道利用率的问题，而后者则是应对装备转换效率的问题，两者都指向了储能落地所面临的两大主要问题：电力外送瓶颈和多方结算困难。
01
30万千瓦
外送通道能力提升
02
10亿千瓦时
年新增新能源消纳电量
03
99.62%
变换器最高转换效率
展煌储能电站于 2024年7月建成投运，总规模为270兆瓦/1080兆瓦时，分为8个储能区域、56个储能单元，包含310座电池舱以及56座变流升压一体舱，使用磷酸铁锂以及锌溴液流两种电池技术路线，在国内属于单体容量最大的共享储能电站。
共享储能的主要特点就是多主体共用、统一调度，不同于单个项目配套的自用储能。
共享储能的概念已经提出好几年了，但是落地的主要障碍并不是技术问题，而是结算机制的问题。
当多个市场主体共用储能电站的时候，电量归属、充放电的价格以及设备损耗的分担等问题就变得非常复杂起来，依靠人工台账对账周期通常以月为单位，而结算效率低下又使得投资方对于项目的收益预期不明确，从而影响整个行业的规模化发展。
青海项目的共享储能采用的是区块链智能合约技术，实现了竞价匹配、自动清分，并且配有容量补偿机制，把共享储能由一个概念变成了可以自动执行的商业化过程。
从输电技术的角度来看，传统的光伏并网要经过“直流逆变-工频升压”的两次电能转换过程，每一级都存在能量损耗。
本次研发的直流升压变换器可以直接把光伏直流电升到中压直流，省去了逆变环节。99.62%的转换效率已经证明了该技术路线是可行的，且它的损耗水平不超过传统方案。
对于德令哈这样高海拔、高光热的地方，当地的新能源发电资源很丰富，主要的问题在于电力收集和输出的能力上，此技术可以很好地适应当地的实际情况。
— 高海拔、高光热条件下的光伏阵列（资料图）
根据功能定位的不同，用电侧储能主要是为了调节电网负荷，采用“白天充电、晚上放电”的方式来平抑负荷变化；而送端储能的主要作用就是配合外送通道。
特高压直流通道的传输功率存在物理上的限制，并且需要维持稳定的运行状态，但是光伏发电存在中午发电量大、早晚发电量小的特点，不能很好地适应通道传输节奏。
利用储能把中午多余的电能储存起来，在通道空闲的时候向外输送，可以最大限度地发挥出现有的通道传输能力。
30 万千瓦的通道能力提升，是在不新建线路的前提下，对现有输电资源的效率优化。
过往行业普遍将储能视为风光电站的配套设施。青海的经验可以得出另外一种定位：储能是新能源电力的商品化环节 —— 风光发出的是间歇性、不稳定的电量，储能可将其转化为输出稳定、交付时间可控、结算规则清晰的电力产品。
这一转变将改变新能源送端省份的竞争逻辑，从单纯比拼资源禀赋，转向比拼资源整合与电力品质管控能力。
客观来看，此次成果仍然属于项目级突破，还没有形成体系化的推广能力。
每年增加 10 亿千瓦时的消纳量，占到青海省 2025 年全部新能源消纳能力的 3.26% 左右，整体上提升幅度不大。
共享储能模式的大规模推广，要同时符合以下三个条件：有合理的电价差来保证储能充放电的盈利空间；有足够的外送通道来满足电力消纳的需求；以及建立起清晰的市场规则，来保证各方结算的顺利进行。
因为青海同时满足了三个条件，该项目才得以实施，在其他地方如果缺少任何一个条件的话，仅靠技术装备难以实现同等效果。
目前储能行业的装机规模增长速度很快，各种技术密集发布，但行业长期发展的核心支撑，在于转换损耗降低、通道效率提升、结算机制完善等基础环节的务实推进。
青海本次项目针对行业长期存在的实际问题，给出了可落地的解决方案。
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