從格爾木市區向西，城市很快消失在視線中，車輛駛入戈壁灘，朝光伏產業園開去。

魯能海西州多能互補集成優化50MW/100MWh儲能示范工程

離市區越遠，樹木越發消瘦稀疏。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。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。

在中國，有規模高達數千萬千瓦的光伏、風電電站都修建在類似這樣人跡罕至的荒原上。但與艱辛的建設不相匹配的是，許多光伏、風電電站利用率很低。

改善這種局面的努力是多方面的，格爾木的光伏產業園中有其中一種嘗試——電池儲能。在這里，國家電網集團下屬的魯能集團投資建設了“海西州多能互補集成優化示范工程”，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”的嘗試而倍受業界關注。

發電側的“電網儲能”

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

魯能海西州多能互補集成優化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，40萬千瓦的風電和5萬千瓦的光熱發電，風光儲均已并網，光熱電站仍在建設中，預計將在今年內投運。

項目負責人介紹，2019年4月，魯能集團青海分公司、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，幫助另外兩家企業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新能源總裝機的90%，但青海省的負荷主要集中在東部的西寧和海東市，與此同時，青海本省負荷有限，因此新能源需要遠距離外送，由青海東部負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化50MW/100MWh儲能示范工程

協議的執行還有賴于調度調用。儲能電站完全接受青海省級調度機構調度，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電的液流電池儲能項目，都是通過可再生能源與儲能聯合運行，實現平滑處理、跟蹤發電等目標，并不直接受電網調度。

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

這份報告認為，在新能源發電場站、輸電通道受限的區域建設大規模共享型儲能系統，可有效解決新能源消納問題。對于商業模式，報告則建議“本著誰投資誰受益的原則，對于減少棄風棄光帶來的收益，由新能源發電場站與儲能投資商分享，儲能系統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局年中發布的《青海電力輔助服務市場運營規則(實行)》(以下簡稱《規則》)。

西北能監辦在《規則》第六章中對儲能調峰交易作出了專門規定。儲能調峰交易分為雙邊協商和市場競價兩種。雙邊協商由儲能電站和風電場、太陽能電站協商，交易由調度機構核準執行，主要適用于年度和月度中長期輔助服務交易。市場競價交易則由通過輔助服務交易平臺實現，采用市場化競價出清機制，主要適用于短期輔助服務交易。

此外，如果以上兩種交易之后儲能設施仍有剩余充電能力，在電網需要調峰資源的情況下，調度機構可以調用儲能設施參與青海電網調峰，電網調用儲能調峰價格暫定為0.7元/千瓦時。

目前青海省輔助服務市場已經開始試運行，根據《規則》，參與市場的儲能電站至少應該達到充電功率在10MW、持續充電時間2小時及以上。

光儲政策爆發年

在棄光最為嚴重的幾個西部省份，“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的熱情。

除了青海提出的“共享儲能”，新疆、西藏也陸續公布其光儲試點計劃。

今年六月，新疆發改委和新疆能監辦聯合發布《關于開展發電側光伏儲能聯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小時優先發電電量，持續五年。

七月，試點項目清單公布，陽關電源、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共計221MW/426MWh的儲能電站。

根據國家能源局在2019年初發布的《2018年度光伏發電市場環境監測評價結果》，新疆屬于紅色預警地區。評價結果為紅色的地區，國家能源局原則上在發布監測評價結果的當年暫不下達其年度新增建設規模。

新疆自治區發改委披露的信息顯示，2019年上半年，據國網新疆電力公司調度口徑，新疆棄光率10.7%，同比下降9個百分點。國家電網2019年的目標是確保棄風棄光率控制在5%以內，國家能源局最新公布的上半年全國棄光率為2.4%。

西藏也在八月發布了首批光伏儲能示范項目申報通知，規模上限為220MW/1120MWh，建設地點為拉薩市、日喀則市、昌都市和阿里地區。根據通知，原則上優先支持已建成并網光伏電站側建設儲能系統。

西藏2019年上半年棄光率高達25.7%，在已公布棄光率的省區中排名第一。

但西藏沒有像新疆一樣在發電小時數上做出承諾，也沒有提及其他優惠政策，僅在通知中表示：納入首批儲能示范項目清單的儲能系統與可再生能源場站作為聯合體參與電網優化運行，接受電網運行調度。未納入的，不享受國家關于儲能項目相關政策。

項目就是機會。曾有儲能企業負責人感嘆，儲能領域現在什么都不缺，有技術，有資金，但就是缺項目。

2019年，國家發改委公布了《輸配電定價成本監審辦法》，其中規定：抽水蓄能電站和電儲能設施的成本費用不得計入輸配電定價成本。電網企業原本在儲能上的計劃和規劃有所擱置。用戶側儲能則一直在盈利邊緣掙扎。國內最大的用戶側儲能運營商南都電源在今年已經調整發展戰略，公開表示不再像從前一樣大規模擴張用戶側儲能。

除此之外，在國內儲能市場中，項目能夠保持持續增長的就只有火電儲能聯合調頻項目，但由于競爭激烈，業界不少人士對于這種增長能保持多久持保留態度。現在，可再生能源配套儲能的支持政策陸續推出，新機會又開始出現。

前景是否可觀?

新機會該如何把握，儲能企業和新能源發電企業都還在探索。

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

另外儲能企業對于光伏企業也有所擔心，由于可再生能源補貼長期拖欠，因此一些光伏電站的現金流情況并不好，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險。

100小時優先發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讀文件，增加100小時優先發電量不等于增加100小時發電小時數。由于電力市場化交易的推進，目前發電廠的上網電量在結算上已經分為兩部分，一部分是優先發電電量，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。對于棄風棄光嚴重的地區，市場交易一般都意味著降價。

因此優先發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市場機制鼓勵儲能項目落地。市場機制之下，價格至關重要。

魯能海西州多能互補集成優化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，輔助服務規則中，電網調用價格也是0.7元/千瓦時。要保證收回動輒數億的投資，儲能系統的使用頻率和循環壽命就至關重要。

項目相關負責人介紹，儲能電站目前接受電網調度，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。

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

循環壽命在投資回報測算中是一個關鍵數據，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。

新能源能否更穩定?

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

2017年6月，青海省發改委發布了青海省當年的風電開發建設方案。這一文件在全國首次提出，各風電項目應按照建設規模的10%配套建設儲電裝置，儲電設施總規模33萬千瓦。

強制性政策帶來極大反彈。風電行業的反對理由包括“可再生能源沒有平衡義務”“風電不應該為儲能投資付費”“儲能不是解決消納問題的最好方案”等等。在風電行業強烈的反對聲浪中，青海省最終改變了這一政策，從強制安裝改變為鼓勵配套儲能。

一位從事新能源發電項目投資開發的國有企業負責人對此表示遺憾，在他看來，這一政策要求風電企業有所承擔，這是正確的。他認為，新能源發電的不穩定性對于電力系統的沖擊是客觀存在的，“新能源發電不能總是站在道德制高點上”，對于這種沖擊，理應是“誰污染，誰治理”。

如果單從《可再生能源法》及其配套政策來看，確實看不出風電光伏企業是否有這種“治理”義務。按照《可再生能源法》的規定，對于可再生能源發電，承擔全額收購義務的是電網企業。

2016年印發的《可再生能源發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，這份文件還專門強調：不得要求可再生能源項目向優先級較低的發電項目支付費用的方式實現優先發電。

因此，有可再生領域人士將其解讀為“可再生能源沒有平衡義務”。

但從輔助服務角度看，電力系統對于可再生能源的要求是不斷提高的。輔助服務領域目前有兩套規則體系并行，一套是新一輪電改之前的“兩個細則”，一套是電改啟動后的輔助服務市場。

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

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

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

魯能海西州多能互補集成優化50MW/100MWh儲能示范工程

在這種對新能源發電要求提高的背景下，不少業內人士認為，幫助新能源發電提高消納水平，減少輔助服務考核費用，將是儲能產業的重要機會。

根據國家能源局公布的電力工業統計數據，截至2018年底，風電光伏裝機容量合計達到35889萬千瓦，已占到全部發電裝機的18.89%。實際上，隨著可再生能源發電在整個電力系統中比例的不斷提升，業內尤其是電網公司對于逐步走向主力電源的新能源發電的期望也在提高。

一位電網公司人士打比方，如果電力系統是一座大樓，傳統火電起到的支撐作用就像混凝土柱子，調節能力弱的新能源發電對系統的支撐作用就像竹竿。現在樓越蓋越高，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定。

電池儲能技術顯然是幫助新能源發電增強“支撐力”的選擇之一。盡管商業模式有待探索，技術問題仍有待攻克，儲能從業者還是忍不住暢想：“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。”

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