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　　一、项目运行的基本情况

 

　　华能青海格尔木时代新能源光伏储能电站项目(以下简称“青海格尔木光储电站”)，主要包含光伏电站1座，储能电站1座。 其中光伏电站容量为50兆瓦，全部采用310瓦多晶组件，设50个常规集中式1兆瓦子方阵，以5回35千伏电缆电路接入站内35千伏母线，经35千伏线路送至光伏园区110千伏汇集站，经升压后并入电网。

 

　　储能电站采用15兆瓦/18兆瓦时锂电池储能系统。系统功率按光伏电站功率的30%配置，额定功率15兆瓦;容量按储能功率的1.2小时来配置，额定容量18兆瓦时(15兆瓦×1.2小时=18兆瓦时)。储能系统由5个3兆瓦/3.6兆瓦时储能单元组成，经升压接入站内35千伏母线;每个3兆瓦/3.6兆瓦时储能单元由6个500千瓦双向变流系统和6个600千瓦时储能机组组成，安装在一组变流室和电池室内;每个500千瓦/600千瓦时储能机组由1台500千瓦双向变流器、4个150千瓦时电池柜和1总控柜(汇流柜)构成;每个电池柜由17个电池模块(箱)串联，与一个电池管理主控箱组成;每个电池模块采用14个200安时数的单体电芯串联形成。储能系统全部采用磷酸铁锂电池，设备采用户内布置，占地1965平方米。

 

　　该项目于2015年4月25日开工建设，2016年1月26日并网发电，占地1550亩，投资约4亿元。2018年截至目前，累计发电4644.58万千瓦时，其中储能发电量192.68万千瓦时，储能平均转换效率达到85%，达到改善光伏电站输出特性，减少“弃光”，为电网提供辅助服务的功能。

 

　　青海格尔木光储电站通过两年多的运行，充分验证了大规模储能和新能源联合运行的良好效果，增加了电网运行的灵活性，提高区域电网的安全稳定水平，为大规模集中式光伏电站提高电网友好性、解决弃光限电寻找到一种可行的技术解决手段。

 

　　一是改善光伏电站输出特性。青海格尔木光储电站采用光储联合发电运行控制技术，配置中国电科院光储就地监控系统，接入国家电网智能电网调度系统。根据省级电网调度指令，通过储能系统实时吸收或释放电量，及时修正光伏电站出力曲线，平滑光伏发电输出波动。

 

　　二是提升新能源消纳水平。以该项目在晴天的日运行曲线为例，电网限发出现在上午10点15分左右，同时储能系统开始充电，并在12时35分储满;下午17时30开始释放电量，19时15分结束，当天为电网多提供清洁电量约1.6万千瓦时。据统计，自2016年初并网运行后，项目累计为电网提供储能电量约580.48万千瓦时。

 

　　三是为电网提供辅助服务。根据国网青海电科院的研究结果表明，该项目利用锂电池充、放电快速、灵活的优势，实现了储能与电力系统平稳运行，可以为电网系统在电源侧提供调峰、调频的辅助服务。在冬季和夏季项目的可信容量分别增加至11.8兆瓦和24.8兆瓦，节约线路容量28%。

 

　　二、项目的启示和建议

 

　　通过对青海格尔木光储电站的深入调研，我们得到如下启示和建议：

 

　　一是加快储能产品和技术升级。

 

　　本次调研发现，目前发电侧使用的储能电池基本沿用了动力电池的设计构架，存在单体容量较小、充放时间长、占地面积大等问题。需要储能厂家针对发电和输、配电领域开发出长时间大容量、短时间大容量、高功率的储能产品，加强储能电池在高安全性、高能量密度、长寿命、低成本等方面技术研究，配合储能系统集成与电网智能控制技术的发展，实现储能与现代电力系统协调优化运行。

 

　　二是降低储能系统成本，创新商业模式。

 

　　目前，储能系统处于示范项目向商业化初期过渡阶段。经测算，华能格尔木储能项目的投资回收期约为15年，全寿命周期内暂无法实现盈利。2012-2017年储能系统整体生产成本下降了70%，其中电池下降超过50%，从趋势看，预计2-3年后随着储能系统生产成本进一步降低，在寿命周期内实现发电侧的收益平衡或盈利成为可能。因此，需要储能电池、硬件、软件、EPC各个环节共同努力，进一步降低储能系统的生产成本。并在发展“储能+光伏”的发电模式同时，开拓“储能+分布式”“储能+电网”“储能+用户”等多种应用场景和各种辅助服务，积极创新商业模式，早日实现储能市场规模化商业发展。

 

　　三是储能系统在电网中的应用前景广阔。

 

　　通过调研发现，储能系统具有双向调节能力，能够有效平抑光伏发电出力的随机变化，可以让清洁能源成为方便调节的稳定电源，大幅减少弃风、弃光等浪费现象。对比建设一座发电厂，储能系统具有建设周期短、调峰成本低、响应速度快、运行效率高和无污染等优点。未来，储能系统如果大规模在电网中应用，可以实现电能的大规模存储和快速释放功能，通过削峰填谷解决高峰用电紧张，应对临时电力短缺，有效支撑地区电网，实现电能灵活调节和精确控制。

 

　　四是建立和完善储能系统标准和检测认证体系。

 

　　目前，储能与可再生能源场站作为联合体接受电网运行调度时，并未作为特殊的“电厂”对待，在接入方式、运行控制、涉网保护及安全防护等方面继续沿用可再生能源场站的标准，没有体现联合体的优越性。因此，建议储能行业尽快建立和健全产品性能、安全性等检测认证标准，加强和完善储能产品全寿命周期质量监管;电网企业尽快建立储能系统的规划设计、设备及试验、施工及验收、并网及检测、运行调度等各应用环节的标准体系。

 

　　五是完善配套政策，建立补偿机制，引导社会投资。

 

　　储能系统是电网友好型的能源系统，能够促进能源生产消费的多能协同和灵活交易，是构建能源互联网，推动电力体制改革和促进能源新业态发展的核心基础。建议国家制定进一步支持储能发展的政策，督促地方政府和电网企业保障储能电站发电的消纳程度，提高电站的调度入网电量，并及时足额取得电价补贴;鼓励光储电站等联合体参与电力市场交易和辅助服务市场，明确储能服务电价政策;鼓励多种形式的技术、机制及商业模式创新，引导社会资本投入储能产业，推动银行等融资机构支持储能电站项目建设融资，促进产业健康有序发展。