黄河水电：全球最大光伏开发商的储能实践

从2011年进军光伏电站开始，只用了短短七年时间，国家电投黄河上游水电开发有限责任公司(以下简称，黄河水电)便一举成为全球最大的光伏开发商。

目前，黄河水电电力装机1697万千瓦，清洁能源比重达92%，其中光伏装机3.88GW。在黄河水电的未来规划中，围绕青海海西州和海南州，公司光伏装机将达到2500万千瓦。

大规模新能源的发展需要储能技术的支撑。“新能源没有储能，未来前景令人堪忧。”黄河水电董事长谢小平在本月初接受“储能100人”专访时表示，新能源行业需要自救，只有通过配置储能来改善电能质量、把能量搬移，才能解决新能源自身的问题。

在此认知之下，黄河水电相继在共和光伏实证基地与共和、乌兰风电基地开展了多个储能配套项目的探索实践，目前光伏+储能容量17MWh，计划2018年底风电储能投产110MWh，总容量将接近130MWh，成为青海乃至中国西部的一大储能高地。

黄河上游水电开发有限责任公司董事长谢小平。

以下为“储能100人”对谢小平的专访内容。

储能100人：5.31新政前，很多民营、国有企业进入到光伏领域，但也有很多企业相继退出或倒下，黄河水电是如何穿越整个行业周期的?

谢小平：光伏行业技术进步非常快，通过科技进步来降低投资成本显得非常重要。相对来说，黄河水电在这方面已经进入了良性循环。公司所有项目都是自主开发，不会去轻易收购别人的项目。

为了保证电站质量，黄河水电采购的所有设备都是一流厂家的产品。除了自己做系统集成的研究，我们也跟很多大企业比如华为和杜邦进行联合创新，一起研究如何把造价降给下来，如何把发电量提升上去。我们每年50%以上的电量都跟创新有关，这样做需要勇气，也需要投入。

储能100人：新政后，黄河水电作为光伏领军企业是如何应对的?

谢小平：5.31新政下来以后，对我们压力还是很大的。对电站投资企业来讲，对技术进步要求非常大，如何把系统成本降下来，是我们现在主要做的工作。

青海新能源电网结算基准价是0.2277元/千瓦时，青海燃煤火电标杆上网电价是0.3247元/千瓦时，普通地面电站的电价到底是多少?是0.2277元还是0.3247元?现在没人给我们明确这个东西，这实际是我们最大的困惑。

如果是0.3247元，从明年开始，双面、N型、PERC这些新技术上来会提升系统效率，我们觉得普通地面电站基本可以做，但也是微利。

储能100人：黄河水电今年相继在光伏和风电配置储能，这是基于一种什么样的考虑?

谢小平：如果没有储能，我们觉得新能源会很快进入天花板。对青海来讲，在电源侧基本就会死掉，行业自救的办法就是上储能。

新能源现在的发展速度这么快，没有那么大的系统来把新能源的问题都解决掉。通过储能来改善电能质量、把能量搬移，才能解决新能源自身的不稳定性问题，否则新能源的未来就是死路一条。如果把所有的问题都留给电网，留给社会，而且怨天尤人，这种做法我认为并不可取。

启动储能，一方面是作为央企，我们应该起到带头作用;另外一方面我们是实实在在想让这个产业能够健康发展。

储能100人：目前，要想在新能源发电侧大规模配置储能，面临的困境是什么?

谢小平：5.31新政以后，目前在平价上网电的情况下，如果没有国家政策的支持，上储能是不可能的，技术进步也不足以来拉动储能效率继续往前走。

电源侧不像东部地区，可以利用峰谷差来做这个事，像青海这种能源基地发出来的电基本要送到别的省份去，比如送到江苏和河南，我们签的协议是3毛2分钱1度电，没有国家补贴储能根本无从谈起。

储能100人：作为最终用户来讲，您觉得目前，包括从电池、PCS，这些设备还有哪些改进和降成本的空间?

谢小平：目前储能电池技术路线百花齐放，另外可再生能源和电动汽车的储能应用完全不是一回事。储能成本高的原因是没有市场，系统成本下降的潜力很大，我觉得首先要有比较大的市场，否则没办法降低。

储能产业目前的这个时间节点就跟当时的光伏产业一样，2011年的时候，光伏每瓦的价格是9块钱，现在是2块钱。如果能得到国家政策的支持，我觉得不用很长时间，三到五年，电化学储能的产品和技术就会很成熟，等价格下降到和抽水蓄能持平的时候，这个行业就可以自我革新、自我发展。

储能100人：黄河水电下一步在储能业务方面有没有一些规划?

谢小平：我们现在有一个镍钴矿，是中国第二大的镍钴矿，镍钴是三元电池正极最核心的材料。青海有丰富的锂资源，黄河水电利用青海本身的优势在高镍三元锂电池方面在做一些产品规划。另外在青海南部地区我们在做清洁供暖利用，在离网地区特别是青藏高原地区的分布式微电网等方面公司也在做一些技术储备。