储能是多能互补关键技术支撑

2018年12月25日，国内最大的发电侧电化学储能项目，海西州多能互补集成优化示范工程50MW/100MWh的磷酸铁锂电池储能项目顺利并网发电。该项目对新能源发展、可再生能源储能的推进具有重要意义！

国内最大发电侧电化学储能项目

本项目位于青海省海西州格尔木市东出口光伏园区境内，为海西州多能互补集成优化示范工程的一部分，是目前国内最大的发电侧电化学储能项目，项目的顺利投运将有效解决当前新能源大规模并网遇到的技术难题，促进新能源规模化开发和利用，进一步推动青海实现清洁能源完全供给，推动区域能源结构优化、生态环境改善和清洁发展，在新能源发展史上具有里程碑意义。

鲁能海西州多能互补集成优化示范工程(以下简称“海西多能互补示范工程”)总装机容量70万千瓦，包括20万千瓦光伏项目、40万千瓦风电项目、5万千瓦光热发电项目及5万千瓦储能系统，规划建设成为国际领先的“风、光、热、蓄、调、荷”于一体的多能互补、智能调度的纯清洁能源综合利用创新基地。该项目是国家首批多能互补集成优化示范工程中第一个正式开工建设的多能互补科技创新项目，建成后年发电量约12.625亿千瓦时，每年可节约标准煤约40.15万吨，将有效减少燃煤消耗，降低大气污染。

据了解，该项目中储能电池由宁德时代中标提供，新建装机容量为50MW/100MWh的磷酸铁锂电池储能系统。由50台标准集装箱和25台35kV箱变组成，每台集装箱装设1MW/2MWh的磷酸铁锂电池子单元(放置2台500kWPCS)，接入新鲁330kV汇集站35kV侧送出。

2016年在国家电网有限公司的科学领导下，积极参与申报青海省鲁能海西州多能互补集成优化示范项目一期示范基地项目。2016年12月26日，项目通过国家能源局审核并完成公示，2017年2月6日正式获批，2017年7月获得核准并开工建设。储能项目于2018年10月15日开工建设，11月13日土建交付电气安装，用时29天完成50座蓄电池集装箱和25座箱变基础砼浇筑。

储能是多能互补关键技术支撑

西部地区是我国的能源生产基地，也是可再生能源资源的富集区。近年来，西部地区多数省份风电、光伏装机容量增长迅速，一批可再生能源发电园区和配套的产业基地应势而起，然而，风能、太阳能受天气影响大，随机性强，难以提供连续稳定的电能输出，这成为制约新能源大规模开发利用的瓶颈。

相比传统的新能源项目，海西州多能互补集成优化示范工程采用“新能源+”模式，是以风、光、热、储为主导的纯清洁能源工程，储能项目主要是对风电、光伏进行优化、补偿，减少弃风弃光，平滑出力曲线，有效改善风电和光伏不稳定、不可调的缺陷，彻底解决用电高峰期和低谷期电力输出不平衡的问题，提高电网的稳定性。

在储能技术诸多应用领域中，储能作为关键技术支撑，与可再生能源的深度融合，从运行层面解决可再生能源稳定输出和提升系统发电效益的难题，进而促进可再生能源并网与就地消纳，可提升风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，可为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，无疑具有较大的应用价值和光明的市场前景，平滑输出、电能质量、调峰调频都将成为储能的用武之地。

“示范工程通过多种能源的深度融合、优化，能有效解决用电高峰期和低谷期电力输出不平衡问题，提高电网稳定性，提升电网对新能源的接纳能力。”海西多能互补示范工程将有效解决当前新能源大规模并网遇到的技术难题，促进新能源规模化开发和利用，进一步推动青海实现清洁能源完全供给，在新能源发展史上具有里程碑意义。

可再生能源储能发展前景与对策

我国的风能资源十分丰富，内陆风能分布在西北新疆、内蒙古、甘肃等地区，这些地区地域开阔，同时也是发展光伏太阳能的重要基地。彭博新能源新能源展望报告预测，2050年世界能源结构中将有三分之二来自可再生能源，其中50%是风能和太阳能，随着现存的大规模发电厂退役，灵活能源具有极大优势，可再生能源应用激增，到2030年中国将有23GW电池储能为39%的可再生能源发电系统服务。2050年，我国风电、光伏发电将成为电力主导，将分别占总发电量21%和24%。

据北极星储能网不完全统计，除了山东鲁能，黄河水电、华能等也有开展可再生能源配置储能项目：

可再生能源并网侧储能应用已经开始在技术示范的基础上寻求商业化突破，储能在跟踪发电计划中的作用也得到了验证。但是，储能与可再生能源配套应用的局限性还比较突出，系统收益的多样性和投资价值还难以充分实现，仍然面临着多方面的问题。例如集中式可再生能源并网储能系统收益单一，除存储弃电之外，储能其余功能价值难以全面体现;集成储能资源难以发挥规模效应，促进可再生能源消纳能力有限;电力市场开放程度有限，难以获得多重收益等。

针对上述问题，国家能源局原副局长史玉波认为应从政策、市场、宣传三方面进行规范和引导。政策上，结合地方特点出台支持政策，明确储能项目建设和运行管理流程。市场层面，完善市场规则并对可再生能源发电效果进行评价，激励可再生能源场站提升发电质量;加速推进市场化交易进程，建立跨省跨区交易渠道，减少区域内弃风弃光电量;加快建立辅助服务市场，构建储能参与系统服务的按效果付费机制，为储能获取价值增值创造平台。第三，推动风储、光储创新应用模式建设，总结项目运行经验，验证项目的经济性和商业模式;支持和引导储能系统项目建设运营单位优先享受电力市场化改革红利，在用户直接交易、绿色电力消纳和参与辅助服务市场等方面予以支持，进一步降低储能系统运营成本。

在推进清洁能源建设、能源转型的指引下，未来可再生能源领域储能产业发展也将拥有更加美好灿烂的明天。