北极星储能网讯，近日，青海省一批大型储能项目中标结果陆续揭晓。作为绿色能源大省，青海已经成为了各大发电集团的集聚地，而随着储能项目的推进，一批储能企业也相聚于此。
“大项目”集中地，技术全面开花！
据北极星储能网不完全统计，自2023年以来，青海地区落地储能项目近15GWh（详细情况见文末），主要投资企业为国家能源集团、国家电投、中国能建、中国华电、中国华能等，其中国家能源集团投资项目容量超2GWh，国家电投、中国能建、中国华电、中国华能项目容量超1GWh。
从技术路线来看，青海储能项目呈全面开花之势，尤其成为了高压级联、构网型等“新潮”技术的试验田。而除主流磷酸铁锂电池之外，铁-铬液流储能、压缩空气储能、以及混合储能等技术路线也均有落地。
从整体看，青海储能市场现状很火热并且还将持续发力。从去年年底开始，青海海南金元200兆瓦/400兆瓦时独立共享储能电站项目、青海省海南州汪什科180MW/720MWh电网侧电化学储能项目、羲源集团西宁市湟源县100MW/200MWh独立储能项目等陆续备案，建设进程也将相继开启。
聚集集成商龙头、开标价格比拼！
国能刚察县“源网荷储”150MW/300MWh储能系统、国家电投1.32GWh储能系统采购、天合海西州135MW/540MWh共享储能电站EPC、三峡能源格尔木100MW/200MWh储能电站EPC、中核海西克鲁克112.5MW/375MWh储能电站EPC……青海省储能大项目接连落地。
从价格方面来看，青海储能EPC平均中标单价1.47元/Wh，最低价0.967元/Wh，为天合青海135MW/540MWh电网侧共享储能电站EPC，天合光能旗下常州天合智慧能源工程有限公司中标。
储能系统平均中标单价0.8元/Wh，最低价来自中车株洲所0.592元/Wh中标的海南州贡玛储能电站工程储能系统采购。
而且值得注意的是，构网型储能系统中标价在1.4元/Wh左右，较普通的储能设备贵了近50%。其中国家电投海南州铁盖储能电站工程构网型储能系统采购-2(25MW/100MWh)中标人为许继电气，中标价1.332元/Wh；青海格尔木鲁能50MW/100MWh构网型储能电站储能系统采购中标价1.456元/Wh，山东电工时代中标。
南瑞继保、中车株洲分别斩获三大储能系统采购项目，其中南瑞继保斩获项目总投资额超8亿元、中车株洲所收获4.05亿元订单，许继电气两大储能系统项目总投资4.59亿元，阳光电源两大储能系统采购项目投资额也近4亿元。另外，海博思创、比亚迪分别中标近3亿元储能系统项目，山东电工时代、电气国轩、融和元储储能系统订单超1亿元。在近期开标的大规模储能采购中，国家电投青海1.32GWh储能系统采购六个标段，分别被中车株洲所、南瑞继保、融和元储、阳光电源、许继电气五家企业斩获，最低报价0.592元/Wh。
国能刚察县“源网荷储”一体化项目储能系统采购分为两大标段、容量均为75MW/150MWh，海博思创以0.631元/Wh中标第一标段，中车株洲所以0.648元/Wh中标第二标段。
在青海省海南州生态太阳能发电园区南部，三峡能源拟建规模为180MW/720MWh磷酸铁锂电化学储能电站，拟建设36套5MW/20.06MWh储能单元，以6回35kV集电线路接入共和园区汇集站。
此外，三峡能源还计划在青海格尔木开展光热配套储能电站项目建设。项目依托于乌图美仁新能源基地（西区）110万千瓦光伏光热项目，配套建设100MW/200MWh储能电站，工程拟安装30套3.35MW/6.709MWh储能单元，以4回35kV集电线路接入330kV升压站35kV储能接线柜中。
中核集团也在青海计划建设海西克鲁克电网侧电化学储能电站项目，其中 1#储能电站75MW/300MWh，2#储能电站37.5MW/75MWh，考虑放置在德令哈50万千瓦源网荷储一体化项目33万千瓦光伏330kV 振新升压站西侧并网。
而在央企之外，民营企业也在加入青海储能开发投资阵营。天合青海海西州格尔木135MW/540MWh电网侧共享储能电站EPC中标人为常州天合智慧能源工程有限公司，中标价52227.099603万元，折合单价0.967元/Wh。
应用端政策施力，助推储能持续增长
作为我国重要清洁能源生产基地，目前，青海全省电源总装机5497.08万千瓦，清洁能源装机5107.94万千瓦，占全网总装机的93%，2023年新增清洁能源装机980.88万千瓦，较2022年底增长23.77%；新能源装机3745.64万千瓦，占总装机的68%。
自2017年起，国家电网已在青海连续实施绿电7日、9日、15日、百日全清洁能源供电实践。而为了继续推进绿电消纳，青海即将成为储能重要市场。
2023年8月发布的《青海省能源领域碳达峰实施方案》指出，要提升青海提升多能互补储能调峰能力，积极推广“新能源+储能”模式，推动电源侧、电网侧百万千瓦级化学储能示范基地建设，提升电力系统灵活性，提高电力系统安全稳定水平，实现电力系统中短周期储能调节。在技术方面，要开展压缩空气储能等新型储能试点，而在商业模式是则要探索发电企业、第三方储能运营企业联合投资电网侧共享储能运行模式，推进商业化发展。
尤为值得注意的是，青海是“共享储能”模式的诞生地，这一模式如今已经推向了全国各地，而且不仅仅是面向集中式的新能源场站、如今分布式配储也在向共享储能和云储能的模式发展。在青海新能源装机规模不断攀升之时，储能作为配套工具迎来新一轮发展高峰也是必然，但市场真正纠结的仍然是如何将储能价值发挥出来、推动储能真正的实现商业化。
截至目前，青海地区政策文件已经明确储能可以参与电力现货、电网调峰、电力调频等市场交易获取收益，其中调峰辅助服务是青海储能最早实现的市场交易模式。
早在2019年《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》，给予储能调峰0.7元/千瓦时。而在2020年12月发布的《青海省电力辅助服务市场运营规则》（征求意见稿）中，共享储能电站调峰价格下调至0.5元/kWh，在全国范围来看，这一补偿价格仍然相对较高、较有优势。
2022年11月印发的《青海电力现货市场容量补偿实施细则 （初稿）》，曾明确给予储能电站容量补偿，按照容量补偿电价按月向批发市场用户、电网企业代理购电用户收取容量电费，并根据总市场机组补偿容量占比补偿给各机组。
在2022年版的《青海电力调频辅助服务市场运营细则（初稿）》规则中，不低于10MW/2h的共享储能电站可以参加调频辅助服务获取补偿。
项目清单如下：
