近期，西北能源監管局對華能青海格爾木時代新能源光伏儲能項目開展調研工作。

經調研，華能格爾木儲能項目的投資回收期約為15年，全壽命周期內暫無法實現盈利。2012-2017年儲能系統整體生產成本下降了70%，其中電池下降超過50%，從趨勢看，預計2-3年后隨著儲能系統生產成本進一步降低，在壽命周期內實現發電側的收益平衡或盈利成為可能。

西北能監局還根據市場對儲能電站的發展提出了降低儲能成本，完善配套政策，建立補償機制、引導社會投資，未來或在電網中大規模應用儲能電站等五大建議！

項目運行的基本情況

華能青海格爾木時代新能源光伏儲能電站項目，由中國電建集團公司所屬上海電力設計院有限公司參與設計，是中國首座規模最大的商業化光儲電站，主要包含光伏電站1座，儲能電站1座。其中光伏電站容量為50兆瓦，全部采用310瓦多晶組件，設50個常規集中式1兆瓦子方陣，以5回35千伏電纜電路接入站內35千伏母線，經35千伏線路送至光伏園區110千伏匯集站，經升壓后并入電網。實現了以儲能技術平滑和調控波動電源，保障新能源發電高比例接入電力系統的成功應用示范，標志著“光伏+儲能”新時代的到來。

此項目運用了上海電力設計院最先進的設計理念，結合儲能系統與光伏系統，基于電力調度AGC控制指令的光伏發電能量分配控制以及雙電源協調饋電控制策略，利用棄光限發區域光伏電站高比例錯峰上網控制技術與智能化能量管理系統，實現了光伏電站能量對稱聯動及合理分配，確保格爾木時代新能源50兆瓦并網光伏發電項目高品質、高穩定性、高比例上網。

儲能電站采用15兆瓦/18兆瓦時鋰電池儲能系統。系統功率按光伏電站功率的30%配置，額定功率15兆瓦；容量按儲能功率的1.2小時來配置，額定容量18兆瓦時(15兆瓦×1.2小時=18兆瓦時)。儲能系統由5個3兆瓦/3.6兆瓦時儲能單元組成，經升壓接入站內35千伏母線；每個3兆瓦/3.6兆瓦時儲能單元由6個500千瓦雙向變流系統和6個600千瓦時儲能機組組成，安裝在一組變流室和電池室內；每個500千瓦/600千瓦時儲能機組由1臺500千瓦雙向變流器、4個150千瓦時電池柜和1總控柜(匯流柜)構成；每個電池柜由17個電池模塊（箱）串聯，與一個電池管理主控箱組成；每個電池模塊采用14個200安時數的單體電芯串聯形成。儲能系統全部采用磷酸鐵鋰電池，設備采用戶內布置，占地1965平方米。

電站的儲能系統與光伏系統的結合，可有效彌補和抑制光伏發電的隨機性、間歇性和不穩定性，對改善光伏發電品質，協助電網調峰，平滑輸出電能，提高電網穩定性等具有重要的作用。在當前中國西北區域比較嚴重的棄光限電背景下，格爾木時代新能源光伏發電項目在國內率先應用儲能系統，可避免該電站每年發電收益損失約7%以上，為企業帶來良好的經濟效益。

青海格爾木光儲電站通過兩年多的運行，充分驗證了大規模儲能和新能源聯合運行的良好效果，增加了電網運行的靈活性，提高區域電網的安全穩定水平，為大規模集中式光伏電站提高電網友好性、解決棄光限電尋找到一種可行的技術解決手段。

一是改善光伏電站輸出特性。青海格爾木光儲電站采用光儲聯合發電運行控制技術，配置中國電科院光儲就地監控系統，接入國家電網智能電網調度系統。根據省級電網調度指令，通過儲能系統實時吸收或釋放電量，及時修正光伏電站出力曲線，平滑光伏發電輸出波動。

二是提升新能源消納水平。以該項目在晴天的日運行曲線為例，電網限發出現在上午10點15分左右，同時儲能系統開始充電，并在12時35分儲滿；下午17時30開始釋放電量，19時15分結束，當天為電網多提供清潔電量約1.6萬千瓦時。據統計，自2016年初并網運行后，項目累計為電網提供儲能電量約580.48萬千瓦時。

三是為電網提供輔助服務。根據國網青海電科院的研究結果表明，該項目利用鋰電池充、放電快速、靈活的優勢，實現了儲能與電力系統平穩運行，可以為電網系統在電源側提供調峰、調頻的輔助服務。在冬季和夏季項目的可信容量分別增加至11.8兆瓦和24.8兆瓦，節約線路容量28%。

項目的啟示和建議

通過對青海格爾木光儲電站的深入調研，我們得到如下啟示和建議：

一是加快儲能產品和技術升級。

本次調研發現，目前發電側使用的儲能電池基本沿用了動力電池的設計構架，存在單體容量較小、充放時間長、占地面積大等問題。需要儲能廠家針對發電和輸、配電領域開發出長時間大容量、短時間大容量、高功率的儲能產品，加強儲能電池在高安全性、高能量密度、長壽命、低成本等方面技術研究，配合儲能系統集成與電網智能控制技術的發展，實現儲能與現代電力系統協調優化運行。

二是降低儲能系統成本，創新商業模式。

目前，儲能系統處于示范項目向商業化初期過渡階段。經測算，華能格爾木儲能項目的投資回收期約為15年，全壽命周期內暫無法實現盈利。2012-2017年儲能系統整體生產成本下降了70%，其中電池下降超過50%，從趨勢看，預計2-3年后隨著儲能系統生產成本進一步降低，在壽命周期內實現發電側的收益平衡或盈利成為可能。因此，需要儲能電池、硬件、軟件、EPC各個環節共同努力，進一步降低儲能系統的生產成本。并在發展“儲能+光伏”的發電模式同時，開拓“儲能+分布式”“儲能+電網”“儲能+用戶”等多種應用場景和各種輔助服務，積極創新商業模式，早日實現儲能市場規模化商業發展。

三是儲能系統在電網中的應用前景廣闊。

通過調研發現，儲能系統具有雙向調節能力，能夠有效平抑光伏發電出力的隨機變化，可以讓清潔能源成為方便調節的穩定電源，大幅減少棄風、棄光等浪費現象。對比建設一座發電廠，儲能系統具有建設周期短、調峰成本低、響應速度快、運行效率高和無污染等優點。未來，儲能系統如果大規模在電網中應用，可以實現電能的大規模存儲和快速釋放功能，通過削峰填谷解決高峰用電緊張，應對臨時電力短缺，有效支撐地區電網，實現電能靈活調節和精確控制。

四是建立和完善儲能系統標準和檢測認證體系。

目前，儲能與可再生能源場站作為聯合體接受電網運行調度時，并未作為特殊的“電廠”對待，在接入方式、運行控制、涉網保護及安全防護等方面繼續沿用可再生能源場站的標準，沒有體現聯合體的優越性。因此，建議儲能行業盡快建立和健全產品性能、安全性等檢測認證標準，加強和完善儲能產品全壽命周期質量監管；電網企業盡快建立儲能系統的規劃設計、設備及試驗、施工及驗收、并網及檢測、運行調度等各應用環節的標準體系。

五是完善配套政策，建立補償機制，引導社會投資。

儲能系統是電網友好型的能源系統，能夠促進能源生產消費的多能協同和靈活交易，是構建能源互聯網，推動電力體制改革和促進能源新業態發展的核心基礎。建議國家制定進一步支持儲能發展的政策，督促地方政府和電網企業保障儲能電站發電的消納程度，提高電站的調度入網電量，并及時足額取得電價補貼；鼓勵光儲電站等聯合體參與電力市場交易和輔助服務市場，明確儲能服務電價政策；鼓勵多種形式的技術、機制及商業模式創新，引導社會資本投入儲能產業，推動銀行等融資機構支持儲能電站項目建設融資，促進產業健康有序發展。