西部尝试：储能能否成就“好风光”？

从格尔木市区向西，城市很快消失在视线中，车辆驶入戈壁滩，朝光伏产业园开去。

鲁能海西州多能互补集成优化50MW/100MWh储能示范工程

离市区越远，树木越发消瘦稀疏。但即使到戈壁深处，道路两旁仍有十多排耐旱耐盐碱的杨树和各类灌木，与道路和树木一同向远处延伸的，还有树木根部的黑色滴灌管道，维持着荒漠上的生命。

目之所及，除了稀少的植被，戈壁滩上的一切都与电力相关。输电铁塔排出巨型阵列，高压线路将天空切割成条块，所有光伏板朝南面向太阳。在这片不适合人类长期居住的土地上，电力正在源源不断生产。

在中国，有规模高达数千万千瓦的光伏、风电电站都修建在类似这样人迹罕至的荒原上。但与艰辛的建设不相匹配的是，许多光伏、风电电站利用率很低。

改善这种局面的努力是多方面的，格尔木的光伏产业园中有其中一种尝试——电池储能。在这里，国家电网集团下属的鲁能集团投资建设了“海西州多能互补集成优化示范工程”，其中包含50MW/100MWh锂电池储能电站。储能电站于2018年12月25日建成投运，在今年因“共享储能”的尝试而倍受业界关注。

发电侧的“电网储能”

鲁能多能互补储能电站设有50台预装式磷酸铁锂电池储能集装箱系统，每个集装箱1MW/2MWh。项目总投资2.61亿，电池由宁德时代提供，系统集成由许继集团完成。

鲁能海西州多能互补集成优化50MW/100MWh储能示范工程

多能互补项目除了储能电站，还包括20万千瓦的光伏，40万千瓦的风电和5万千瓦的光热发电，风光储均已并网，光热电站仍在建设中，预计将在今年内投运。

项目负责人介绍，2019年4月，鲁能集团青海分公司、国电龙源青海分公司、国投新能源投资有限公司三方签约，由鲁能的储能电站提供辅助服务，帮助另外两家企业的光伏电站减少弃光电量。

海南州和格尔木市所在的海西州是青海两大新能源基地，其装机占到青海全网新能源总装机的90%，但青海省的负荷主要集中在东部的西宁和海东市，与此同时，青海本省负荷有限，因此新能源需要远距离外送，由青海东部负荷消纳或者向省外送出，由此形成了外送断面，新能源送出受限。

鲁能海西州多能互补集成优化50MW/100MWh储能示范工程

协议的执行还有赖于调度调用。储能电站完全接受青海省级调度机构调度，在光伏外送受限期间充电，一般是在午间，然后在夜间放电，从而缓解受限局面，降低光伏电站弃光率。储能电站按照放电电量向光伏企业收费，每度电0.7元。

这一点与此前诸多示范项目不同，比如国家电投黄河水电公司在青海共和光伏电站的锂电储能项目，大连融科在辽宁卧牛石风电的液流电池储能项目，都是通过可再生能源与储能联合运行，实现平滑处理、跟踪发电等目标，并不直接受电网调度。

共享储能的思路在公开渠道最早见于西北能监局官网。今年初，西北能监局发布了一篇名为《储能在西北区域应用与发展分析及思路举措》的专题报告，其中提到“鼓励新能源场站建设共享型储能系统，为新能源消纳提供解决方案。”

这份报告认为，在新能源发电场站、输电通道受限的区域建设大规模共享型储能系统，可有效解决新能源消纳问题。对于商业模式，报告则建议“本着谁投资谁受益的原则，对于减少弃风弃光带来的收益，由新能源发电场站与储能投资商分享，储能系统参与电力市场获得的收益由其独享。”

最终为青海共享储能提供直接政策支持的则是由西北能监局年中发布的《青海电力辅助服务市场运营规则(实行)》(以下简称《规则》)。

西北能监办在《规则》第六章中对储能调峰交易作出了专门规定。储能调峰交易分为双边协商和市场竞价两种。双边协商由储能电站和风电场、太阳能电站协商，交易由调度机构核准执行，主要适用于年度和月度中长期辅助服务交易。市场竞价交易则由通过辅助服务交易平台实现，采用市场化竞价出清机制，主要适用于短期辅助服务交易。

此外，如果以上两种交易之后储能设施仍有剩余充电能力，在电网需要调峰资源的情况下，调度机构可以调用储能设施参与青海电网调峰，电网调用储能调峰价格暂定为0.7元/千瓦时。

目前青海省辅助服务市场已经开始试运行，根据《规则》，参与市场的储能电站至少应该达到充电功率在10MW、持续充电时间2小时及以上。

光储政策爆发年

在弃光最为严重的几个西部省份，“可再生能源+储能”尤其是“光伏+储能”，在今年夏天确实燃起了储能行业的热情。

除了青海提出的“共享储能”，新疆、西藏也陆续公布其光储试点计划。

今年六月，新疆发改委和新疆能监办联合发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，在位于南疆的阿克苏、喀什、和田和克孜勒苏柯尔克孜四个地区开展试点工作。这一文件承诺，储能项目按期建成后，所在光伏电站从2020年起，每年增加100小时优先发电电量，持续五年。

七月，试点项目清单公布，阳关电源、国能驭新、智光储能等十家公司入围，他们将在南疆四地建设共计221MW/426MWh的储能电站。

根据国家能源局在2019年初发布的《2018年度光伏发电市场环境监测评价结果》，新疆属于红色预警地区。评价结果为红色的地区，国家能源局原则上在发布监测评价结果的当年暂不下达其年度新增建设规模。

新疆自治区发改委披露的信息显示，2019年上半年，据国网新疆电力公司调度口径，新疆弃光率10.7%，同比下降9个百分点。国家电网2019年的目标是确保弃风弃光率控制在5%以内，国家能源局最新公布的上半年全国弃光率为2.4%。

西藏也在八月发布了首批光伏储能示范项目申报通知，规模上限为220MW/1120MWh，建设地点为拉萨市、日喀则市、昌都市和阿里地区。根据通知，原则上优先支持已建成并网光伏电站侧建设储能系统。

西藏2019年上半年弃光率高达25.7%，在已公布弃光率的省区中排名第一。

但西藏没有像新疆一样在发电小时数上做出承诺，也没有提及其他优惠政策，仅在通知中表示：纳入首批储能示范项目清单的储能系统与可再生能源场站作为联合体参与电网优化运行，接受电网运行调度。未纳入的，不享受国家关于储能项目相关政策。

项目就是机会。曾有储能企业负责人感叹，储能领域现在什么都不缺，有技术，有资金，但就是缺项目。

2019年，国家发改委公布了《输配电定价成本监审办法》，其中规定：抽水蓄能电站和电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本。电网企业原本在储能上的计划和规划有所搁置。用户侧储能则一直在盈利边缘挣扎。国内最大的用户侧储能运营商南都电源在今年已经调整发展战略，公开表示不再像从前一样大规模扩张用户侧储能。

除此之外，在国内储能市场中，项目能够保持持续增长的就只有火电储能联合调频项目，但由于竞争激烈，业界不少人士对于这种增长能保持多久持保留态度。现在，可再生能源配套储能的支持政策陆续推出，新机会又开始出现。

前景是否可观?

新机会该如何把握，储能企业和新能源发电企业都还在探索。

从投资意愿上看，虽然储能企业积极开拓，但眼下新能源企业并没有表现出过多的热情。一位参与新疆光储试点项目的业内人士介绍，在此次公布的首批试点项目中，没有一个有光伏企业参与投资。

另外储能企业对于光伏企业也有所担心，由于可再生能源补贴长期拖欠，因此一些光伏电站的现金流情况并不好，这不仅使他们投资意愿缺乏，而且在履约上可能也存在一定风险。

100小时优先发电电量是新疆光储试点政策中最吸引人之处。但也有不少人提醒大家仔细读文件，增加100小时优先发电量不等于增加100小时发电小时数。由于电力市场化交易的推进，目前发电厂的上网电量在结算上已经分为两部分，一部分是优先发电电量，或者叫计划电量，仍然有地方的电力主管部门逐年分配，按照政府部门的定价结算电量。另一部分则是市场化电量，价格取决于供需双方的博弈。对于弃风弃光严重的地区，市场交易一般都意味着降价。

因此优先发电电量的增加对于新能源场站收入增加的程度还有待观察。

青海省选择以辅助服务市场机制鼓励储能项目落地。市场机制之下，价格至关重要。

鲁能海西州多能互补集成优化50MW/100MWh储能示范工程

鲁能储能电站项目将放电价格锁定在0.7元/千瓦时，辅助服务规则中，电网调用价格也是0.7元/千瓦时。要保证收回动辄数亿的投资，储能系统的使用频率和循环寿命就至关重要。

项目相关负责人介绍，储能电站目前接受电网调度，在午间接受充电指令，夜间低谷时期接受放电指令，每天可以完成一个循环。

有前来调研的专家建议，储能电站除了服务已签约光伏电站，也能为自身所处光伏电站调峰，或者增加为风电调峰的服务，从而增加使用频率，缩短投资回收期。

循环寿命在投资回报测算中是一个关键数据，却也是一个不确定因素。电池厂对于储能电池的寿命的说法，从三五千次到上万次的都有。电池行业专家介绍，由于电池寿命测试耗时长，成本高，大部分电池寿命都是在少量的实际测试后按照一定方法推算而来，是理论值。实际的使用情况与理论推算会存在较大差异。许多储能投资商对此有困惑。

新能源能否更稳定?

在这个忙于谋划前程的时候，人们已经几乎要淡忘，两年前青海省试图推出又最终搁浅的风电储能政策。

2017年6月，青海省发改委发布了青海省当年的风电开发建设方案。这一文件在全国首次提出，各风电项目应按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模33万千瓦。

强制性政策带来极大反弹。风电行业的反对理由包括“可再生能源没有平衡义务”“风电不应该为储能投资付费”“储能不是解决消纳问题的最好方案”等等。在风电行业强烈的反对声浪中，青海省最终改变了这一政策，从强制安装改变为鼓励配套储能。

一位从事新能源发电项目投资开发的国有企业负责人对此表示遗憾，在他看来，这一政策要求风电企业有所承担，这是正确的。他认为，新能源发电的不稳定性对于电力系统的冲击是客观存在的，“新能源发电不能总是站在道德制高点上”，对于这种冲击，理应是“谁污染，谁治理”。

如果单从《可再生能源法》及其配套政策来看，确实看不出风电光伏企业是否有这种“治理”义务。按照《可再生能源法》的规定，对于可再生能源发电，承担全额收购义务的是电网企业。

2016年印发的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》同样没有提及可再生能源有何义务，这份文件还专门强调：不得要求可再生能源项目向优先级较低的发电项目支付费用的方式实现优先发电。

因此，有可再生领域人士将其解读为“可再生能源没有平衡义务”。

但从辅助服务角度看，电力系统对于可再生能源的要求是不断提高的。辅助服务领域目前有两套规则体系并行，一套是新一轮电改之前的“两个细则”，一套是电改启动后的辅助服务市场。

“两个细则”，诞生于2006年，这套规则体系对于新能源场站的要求经历了从无到有，从有到严的过程。2018年，西北能监局修订了西北地区“两个细则”，要求10MW以上新能源场站必须具备AGC功能，并提高了新能源发电的预测精度要求，缩短免考核期限等。新规则实施以来，风电、光伏电站单月需要支付的费用最高可以达到百万元以上。

2015年，东北在全国率先开展辅助服务市场改革，风电、核电和出力未减至有偿调峰基准的机组都是深度调峰交易的买方，需要为提供调峰服务的火电机组付费。此后其他省区的调峰辅助服务市场改革多数沿用了这一思路。

青海省也放弃了强制安装的思路，通过辅助服务市场规则让可再生能源为提供服务的储能电站付费。

鲁能海西州多能互补集成优化50MW/100MWh储能示范工程

在这种对新能源发电要求提高的背景下，不少业内人士认为，帮助新能源发电提高消纳水平，减少辅助服务考核费用，将是储能产业的重要机会。

根据国家能源局公布的电力工业统计数据，截至2018年底，风电光伏装机容量合计达到35889万千瓦，已占到全部发电装机的18.89%。实际上，随着可再生能源发电在整个电力系统中比例的不断提升，业内尤其是电网公司对于逐步走向主力电源的新能源发电的期望也在提高。

一位电网公司人士打比方，如果电力系统是一座大楼，传统火电起到的支撑作用就像混凝土柱子，调节能力弱的新能源发电对系统的支撑作用就像竹竿。现在楼越盖越高，但混凝土柱子不再增加，只增加支撑力弱的竹竿，整个建筑将会变得不稳定。

电池储能技术显然是帮助新能源发电增强“支撑力”的选择之一。尽管商业模式有待探索，技术问题仍有待攻克，储能从业者还是忍不住畅想：“未来可再生能源配套储能比煤电还便宜，那才是真正的可再生能源平价上网。”