從格爾木市區(qū)向西，城市很快消失在視線中，車輛駛?cè)敫瓯跒?，朝光伏產(chǎn)業(yè)園開去。

魯能海西州多能互補集成優(yōu)化50MW/100MWh儲能示范工程

離市區(qū)越遠(yuǎn)，樹木越發(fā)消瘦稀疏。但即使到戈壁深處，道路兩旁仍有十多排耐旱耐鹽堿的楊樹和各類灌木，與道路和樹木一同向遠(yuǎn)處延伸的，還有樹木根部的黑色滴灌管道，維持著荒漠上的生命。

目之所及，除了稀少的植被，戈壁灘上的一切都與電力相關(guān)。輸電鐵塔排出巨型陣列，高壓線路將天空切割成條塊，所有光伏板朝南面向太陽。在這片不適合人類長期居住的土地上，電力正在源源不斷生產(chǎn)。

在中國，有規(guī)模高達(dá)數(shù)千萬千瓦的光伏、風(fēng)電電站都修建在類似這樣人跡罕至的荒原上。但與艱辛的建設(shè)不相匹配的是，許多光伏、風(fēng)電電站利用率很低。

改善這種局面的努力是多方面的，格爾木的光伏產(chǎn)業(yè)園中有其中一種嘗試——電池儲能。在這里，國家電網(wǎng)集團(tuán)下屬的魯能集團(tuán)投資建設(shè)了“海西州多能互補集成優(yōu)化示范工程”，其中包含50MW/100MWh鋰電池儲能電站。儲能電站于2018年12月25日建成投運，在今年因“共享儲能”的嘗試而倍受業(yè)界關(guān)注。

發(fā)電側(cè)的“電網(wǎng)儲能”

魯能多能互補儲能電站設(shè)有50臺預(yù)裝式磷酸鐵鋰電池儲能集裝箱系統(tǒng)，每個集裝箱1MW/2MWh。項目總投資2.61億，電池由寧德時代提供，系統(tǒng)集成由許繼集團(tuán)完成。

魯能海西州多能互補集成優(yōu)化50MW/100MWh儲能示范工程

多能互補項目除了儲能電站，還包括20萬千瓦的光伏，40萬千瓦的風(fēng)電和5萬千瓦的光熱發(fā)電，風(fēng)光儲均已并網(wǎng)，光熱電站仍在建設(shè)中，預(yù)計將在今年內(nèi)投運。

項目負(fù)責(zé)人介紹，2019年4月，魯能集團(tuán)青海分公司、國電龍源青海分公司、國投新能源投資有限公司三方簽約，由魯能的儲能電站提供輔助服務(wù)，幫助另外兩家企業(yè)的光伏電站減少棄光電量。

海南州和格爾木市所在的海西州是青海兩大新能源基地，其裝機占到青海全網(wǎng)新能源總裝機的90%，但青海省的負(fù)荷主要集中在東部的西寧和海東市，與此同時，青海本省負(fù)荷有限，因此新能源需要遠(yuǎn)距離外送，由青海東部負(fù)荷消納或者向省外送出，由此形成了外送斷面，新能源送出受限。

魯能海西州多能互補集成優(yōu)化50MW/100MWh儲能示范工程

協(xié)議的執(zhí)行還有賴于調(diào)度調(diào)用。儲能電站完全接受青海省級調(diào)度機構(gòu)調(diào)度，在光伏外送受限期間充電，一般是在午間，然后在夜間放電，從而緩解受限局面，降低光伏電站棄光率。儲能電站按照放電電量向光伏企業(yè)收費，每度電0.7元。

這一點與此前諸多示范項目不同，比如國家電投黃河水電公司在青海共和光伏電站的鋰電儲能項目，大連融科在遼寧臥牛石風(fēng)電的液流電池儲能項目，都是通過可再生能源與儲能聯(lián)合運行，實現(xiàn)平滑處理、跟蹤發(fā)電等目標(biāo)，并不直接受電網(wǎng)調(diào)度。

共享儲能的思路在公開渠道最早見于西北能監(jiān)局官網(wǎng)。今年初，西北能監(jiān)局發(fā)布了一篇名為《儲能在西北區(qū)域應(yīng)用與發(fā)展分析及思路舉措》的專題報告，其中提到“鼓勵新能源場站建設(shè)共享型儲能系統(tǒng)，為新能源消納提供解決方案。”

這份報告認(rèn)為，在新能源發(fā)電場站、輸電通道受限的區(qū)域建設(shè)大規(guī)模共享型儲能系統(tǒng)，可有效解決新能源消納問題。對于商業(yè)模式，報告則建議“本著誰投資誰受益的原則，對于減少棄風(fēng)棄光帶來的收益，由新能源發(fā)電場站與儲能投資商分享，儲能系統(tǒng)參與電力市場獲得的收益由其獨享。”

最終為青海共享儲能提供直接政策支持的則是由西北能監(jiān)局年中發(fā)布的《青海電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則(實行)》(以下簡稱《規(guī)則》)。

西北能監(jiān)辦在《規(guī)則》第六章中對儲能調(diào)峰交易作出了專門規(guī)定。儲能調(diào)峰交易分為雙邊協(xié)商和市場競價兩種。雙邊協(xié)商由儲能電站和風(fēng)電場、太陽能電站協(xié)商，交易由調(diào)度機構(gòu)核準(zhǔn)執(zhí)行，主要適用于年度和月度中長期輔助服務(wù)交易。市場競價交易則由通過輔助服務(wù)交易平臺實現(xiàn)，采用市場化競價出清機制，主要適用于短期輔助服務(wù)交易。

此外，如果以上兩種交易之后儲能設(shè)施仍有剩余充電能力，在電網(wǎng)需要調(diào)峰資源的情況下，調(diào)度機構(gòu)可以調(diào)用儲能設(shè)施參與青海電網(wǎng)調(diào)峰，電網(wǎng)調(diào)用儲能調(diào)峰價格暫定為0.7元/千瓦時。

目前青海省輔助服務(wù)市場已經(jīng)開始試運行，根據(jù)《規(guī)則》，參與市場的儲能電站至少應(yīng)該達(dá)到充電功率在10MW、持續(xù)充電時間2小時及以上。

光儲政策爆發(fā)年

在棄光最為嚴(yán)重的幾個西部省份，“可再生能源+儲能”尤其是“光伏+儲能”，在今年夏天確實燃起了儲能行業(yè)的熱情。

除了青海提出的“共享儲能”，新疆、西藏也陸續(xù)公布其光儲試點計劃。

今年六月，新疆發(fā)改委和新疆能監(jiān)辦聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于開展發(fā)電側(cè)光伏儲能聯(lián)合運行項目試點的通知》，在位于南疆的阿克蘇、喀什、和田和克孜勒蘇柯爾克孜四個地區(qū)開展試點工作。這一文件承諾，儲能項目按期建成后，所在光伏電站從2020年起，每年增加100小時優(yōu)先發(fā)電電量，持續(xù)五年。

七月，試點項目清單公布，陽關(guān)電源、國能馭新、智光儲能等十家公司入圍，他們將在南疆四地建設(shè)共計221MW/426MWh的儲能電站。

根據(jù)國家能源局在2019年初發(fā)布的《2018年度光伏發(fā)電市場環(huán)境監(jiān)測評價結(jié)果》，新疆屬于紅色預(yù)警地區(qū)。評價結(jié)果為紅色的地區(qū)，國家能源局原則上在發(fā)布監(jiān)測評價結(jié)果的當(dāng)年暫不下達(dá)其年度新增建設(shè)規(guī)模。

新疆自治區(qū)發(fā)改委披露的信息顯示，2019年上半年，據(jù)國網(wǎng)新疆電力公司調(diào)度口徑，新疆棄光率10.7%，同比下降9個百分點。國家電網(wǎng)2019年的目標(biāo)是確保棄風(fēng)棄光率控制在5%以內(nèi)，國家能源局最新公布的上半年全國棄光率為2.4%。

西藏也在八月發(fā)布了首批光伏儲能示范項目申報通知，規(guī)模上限為220MW/1120MWh，建設(shè)地點為拉薩市、日喀則市、昌都市和阿里地區(qū)。根據(jù)通知，原則上優(yōu)先支持已建成并網(wǎng)光伏電站側(cè)建設(shè)儲能系統(tǒng)。

西藏2019年上半年棄光率高達(dá)25.7%，在已公布棄光率的省區(qū)中排名第一。

但西藏沒有像新疆一樣在發(fā)電小時數(shù)上做出承諾，也沒有提及其他優(yōu)惠政策，僅在通知中表示：納入首批儲能示范項目清單的儲能系統(tǒng)與可再生能源場站作為聯(lián)合體參與電網(wǎng)優(yōu)化運行，接受電網(wǎng)運行調(diào)度。未納入的，不享受國家關(guān)于儲能項目相關(guān)政策。

項目就是機會。曾有儲能企業(yè)負(fù)責(zé)人感嘆，儲能領(lǐng)域現(xiàn)在什么都不缺，有技術(shù)，有資金，但就是缺項目。

2019年，國家發(fā)改委公布了《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》，其中規(guī)定：抽水蓄能電站和電儲能設(shè)施的成本費用不得計入輸配電定價成本。電網(wǎng)企業(yè)原本在儲能上的計劃和規(guī)劃有所擱置。用戶側(cè)儲能則一直在盈利邊緣掙扎。國內(nèi)最大的用戶側(cè)儲能運營商南都電源在今年已經(jīng)調(diào)整發(fā)展戰(zhàn)略，公開表示不再像從前一樣大規(guī)模擴張用戶側(cè)儲能。

除此之外，在國內(nèi)儲能市場中，項目能夠保持持續(xù)增長的就只有火電儲能聯(lián)合調(diào)頻項目，但由于競爭激烈，業(yè)界不少人士對于這種增長能保持多久持保留態(tài)度?，F(xiàn)在，可再生能源配套儲能的支持政策陸續(xù)推出，新機會又開始出現(xiàn)。

前景是否可觀?

新機會該如何把握，儲能企業(yè)和新能源發(fā)電企業(yè)都還在探索。

從投資意愿上看，雖然儲能企業(yè)積極開拓，但眼下新能源企業(yè)并沒有表現(xiàn)出過多的熱情。一位參與新疆光儲試點項目的業(yè)內(nèi)人士介紹，在此次公布的首批試點項目中，沒有一個有光伏企業(yè)參與投資。

另外儲能企業(yè)對于光伏企業(yè)也有所擔(dān)心，由于可再生能源補貼長期拖欠，因此一些光伏電站的現(xiàn)金流情況并不好，這不僅使他們投資意愿缺乏，而且在履約上可能也存在一定風(fēng)險。

100小時優(yōu)先發(fā)電電量是新疆光儲試點政策中最吸引人之處。但也有不少人提醒大家仔細(xì)讀文件，增加100小時優(yōu)先發(fā)電量不等于增加100小時發(fā)電小時數(shù)。由于電力市場化交易的推進(jìn)，目前發(fā)電廠的上網(wǎng)電量在結(jié)算上已經(jīng)分為兩部分，一部分是優(yōu)先發(fā)電電量，或者叫計劃電量，仍然有地方的電力主管部門逐年分配，按照政府部門的定價結(jié)算電量。另一部分則是市場化電量，價格取決于供需雙方的博弈。對于棄風(fēng)棄光嚴(yán)重的地區(qū)，市場交易一般都意味著降價。

因此優(yōu)先發(fā)電電量的增加對于新能源場站收入增加的程度還有待觀察。

青海省選擇以輔助服務(wù)市場機制鼓勵儲能項目落地。市場機制之下，價格至關(guān)重要。

魯能海西州多能互補集成優(yōu)化50MW/100MWh儲能示范工程

魯能儲能電站項目將放電價格鎖定在0.7元/千瓦時，輔助服務(wù)規(guī)則中，電網(wǎng)調(diào)用價格也是0.7元/千瓦時。要保證收回動輒數(shù)億的投資，儲能系統(tǒng)的使用頻率和循環(huán)壽命就至關(guān)重要。

項目相關(guān)負(fù)責(zé)人介紹，儲能電站目前接受電網(wǎng)調(diào)度，在午間接受充電指令，夜間低谷時期接受放電指令，每天可以完成一個循環(huán)。

有前來調(diào)研的專家建議，儲能電站除了服務(wù)已簽約光伏電站，也能為自身所處光伏電站調(diào)峰，或者增加為風(fēng)電調(diào)峰的服務(wù)，從而增加使用頻率，縮短投資回收期。

循環(huán)壽命在投資回報測算中是一個關(guān)鍵數(shù)據(jù)，卻也是一個不確定因素。電池廠對于儲能電池的壽命的說法，從三五千次到上萬次的都有。電池行業(yè)專家介紹，由于電池壽命測試耗時長，成本高，大部分電池壽命都是在少量的實際測試后按照一定方法推算而來，是理論值。實際的使用情況與理論推算會存在較大差異。許多儲能投資商對此有困惑。

新能源能否更穩(wěn)定?

在這個忙于謀劃前程的時候，人們已經(jīng)幾乎要淡忘，兩年前青海省試圖推出又最終擱淺的風(fēng)電儲能政策。

2017年6月，青海省發(fā)改委發(fā)布了青海省當(dāng)年的風(fēng)電開發(fā)建設(shè)方案。這一文件在全國首次提出，各風(fēng)電項目應(yīng)按照建設(shè)規(guī)模的10%配套建設(shè)儲電裝置，儲電設(shè)施總規(guī)模33萬千瓦。

強制性政策帶來極大反彈。風(fēng)電行業(yè)的反對理由包括“可再生能源沒有平衡義務(wù)”“風(fēng)電不應(yīng)該為儲能投資付費”“儲能不是解決消納問題的最好方案”等等。在風(fēng)電行業(yè)強烈的反對聲浪中，青海省最終改變了這一政策，從強制安裝改變?yōu)楣膭钆涮變δ堋?/p>

一位從事新能源發(fā)電項目投資開發(fā)的國有企業(yè)負(fù)責(zé)人對此表示遺憾，在他看來，這一政策要求風(fēng)電企業(yè)有所承擔(dān)，這是正確的。他認(rèn)為，新能源發(fā)電的不穩(wěn)定性對于電力系統(tǒng)的沖擊是客觀存在的，“新能源發(fā)電不能總是站在道德制高點上”，對于這種沖擊，理應(yīng)是“誰污染，誰治理”。

如果單從《可再生能源法》及其配套政策來看，確實看不出風(fēng)電光伏企業(yè)是否有這種“治理”義務(wù)。按照《可再生能源法》的規(guī)定，對于可再生能源發(fā)電，承擔(dān)全額收購義務(wù)的是電網(wǎng)企業(yè)。

2016年印發(fā)的《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》同樣沒有提及可再生能源有何義務(wù)，這份文件還專門強調(diào)：不得要求可再生能源項目向優(yōu)先級較低的發(fā)電項目支付費用的方式實現(xiàn)優(yōu)先發(fā)電。

因此，有可再生領(lǐng)域人士將其解讀為“可再生能源沒有平衡義務(wù)”。

但從輔助服務(wù)角度看，電力系統(tǒng)對于可再生能源的要求是不斷提高的。輔助服務(wù)領(lǐng)域目前有兩套規(guī)則體系并行，一套是新一輪電改之前的“兩個細(xì)則”，一套是電改啟動后的輔助服務(wù)市場。

“兩個細(xì)則”，誕生于2006年，這套規(guī)則體系對于新能源場站的要求經(jīng)歷了從無到有，從有到嚴(yán)的過程。2018年，西北能監(jiān)局修訂了西北地區(qū)“兩個細(xì)則”，要求10MW以上新能源場站必須具備AGC功能，并提高了新能源發(fā)電的預(yù)測精度要求，縮短免考核期限等。新規(guī)則實施以來，風(fēng)電、光伏電站單月需要支付的費用最高可以達(dá)到百萬元以上。

2015年，東北在全國率先開展輔助服務(wù)市場改革，風(fēng)電、核電和出力未減至有償調(diào)峰基準(zhǔn)的機組都是深度調(diào)峰交易的買方，需要為提供調(diào)峰服務(wù)的火電機組付費。此后其他省區(qū)的調(diào)峰輔助服務(wù)市場改革多數(shù)沿用了這一思路。

青海省也放棄了強制安裝的思路，通過輔助服務(wù)市場規(guī)則讓可再生能源為提供服務(wù)的儲能電站付費。

魯能海西州多能互補集成優(yōu)化50MW/100MWh儲能示范工程

在這種對新能源發(fā)電要求提高的背景下，不少業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為，幫助新能源發(fā)電提高消納水平，減少輔助服務(wù)考核費用，將是儲能產(chǎn)業(yè)的重要機會。

根據(jù)國家能源局公布的電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至2018年底，風(fēng)電光伏裝機容量合計達(dá)到35889萬千瓦，已占到全部發(fā)電裝機的18.89%。實際上，隨著可再生能源發(fā)電在整個電力系統(tǒng)中比例的不斷提升，業(yè)內(nèi)尤其是電網(wǎng)公司對于逐步走向主力電源的新能源發(fā)電的期望也在提高。

一位電網(wǎng)公司人士打比方，如果電力系統(tǒng)是一座大樓，傳統(tǒng)火電起到的支撐作用就像混凝土柱子，調(diào)節(jié)能力弱的新能源發(fā)電對系統(tǒng)的支撐作用就像竹竿?，F(xiàn)在樓越蓋越高，但混凝土柱子不再增加，只增加支撐力弱的竹竿，整個建筑將會變得不穩(wěn)定。

電池儲能技術(shù)顯然是幫助新能源發(fā)電增強“支撐力”的選擇之一。盡管商業(yè)模式有待探索，技術(shù)問題仍有待攻克，儲能從業(yè)者還是忍不住暢想：“未來可再生能源配套儲能比煤電還便宜，那才是真正的可再生能源平價上網(wǎng)。”

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