西北地區新型儲能發展勢頭強勁。

從國家能源局數據可以看出這一趨勢。截至2023年6月，西北地區新型儲能累計裝機規模占全國的26.8%，僅次于華北地區，居全國第二位。而到2023年底，西北地區以29%的占比反超華北地區，成為全國首位。據最新發布的2024年上半年數據，西北地區以0.1個百分點的優勢，仍居全國首位。西北和華北地區共同組成新型儲能發展的主力軍，兩地區已投運新型儲能裝機占全國一半以上，其中，西北地區27.3%，華北地區27.2%。

（來源：中國能源觀察 作者：楊苗苗）

西北地區新型儲能發展迅速

我國西北地區地域廣袤，風能、太陽能資源豐富，是國家規劃中明確的大型清潔能源基地，對儲能有重大的需求。得益于得天獨厚的風、光資源，西北地區新型儲能隨著大型清潔能源基地的大力開發建設而迅速發展。

據國網能源研究院發布的報告，截至2024年6月底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模達4444萬千瓦/9906萬千瓦時，較2023年底增長超過40%。其中，國網經營區已投運規模3680萬千瓦，主要分布在新疆、山東、甘肅、寧夏和湖南5省區。

新疆發展新型儲能優勢和潛力十分顯著。新疆維吾爾自治區節能減排科學研究院院長周彬稱，新疆有萬億級的儲能市場空間。目前，新疆新型儲能發展規模的迅速壯大也印證了這一點。截至2024年8月底，新疆已投運新型儲能電站162座，裝機總規模達646.05萬千瓦/2137.85萬千瓦時。其中，1座為電網側獨立儲能，即沃能十三間房獨立儲能電站，裝機規模為9萬千瓦/18萬千瓦時，其余161座為新能源配建儲能。已投運新型儲能電站以磷酸鐵鋰電池儲能為主，達到160座，有2座為全釩液流儲能電站。已投運單體最大容量為華潤巴里坤儲能電站，裝機規模達25萬千瓦/100萬千瓦時。

作為我國首個新能源綜合示范區，寧夏迅速崛起成為國內新型儲能建設的熱土。截至2024年6月底，寧夏已并網新型儲能電站達40座，并網總容量達376萬千瓦/754萬千瓦時，最大充電電力306萬千瓦，可提供最大頂峰能力331萬千瓦，相當于11臺30萬千瓦火電機組。40座儲能電站中有38座為跟網型儲能電站，其余2座為構網型儲能電站。

甘肅新型儲能發展令人矚目。截至2024年6月底，甘肅已并網新型儲能電站141座，新型儲能電站裝機總規模達368萬千瓦/879萬千瓦時，總體呈現場站數目多、容量小、分布散、網側少的特征。

此外，青海、陜西儲能產業發展也駛入快車道。截至2024年10月底，青海已建儲能電站19座，總規模達113.1萬千瓦/317.7萬千瓦時，在建儲能規模超148萬千瓦，初步形成政策、規劃、項目推進三端發力的局面。陜西省先后出臺《陜西省新型儲能發展實施方案（2024—2025年）》《陜西省新型儲能參與電力市場交易實施方案》，將推動新型儲能源、網、用戶等多場景應用，力爭2025年并網新型儲能總規模達到200萬千瓦以上。

西北地區新型儲能何以快速發展？

西北地區是陸上新能源發電基地建設的主戰場，為提升電網的調節和支撐能力，按照一定的比例和時間在新能源場站配建儲能或建設共享儲能電站是當前的最優解。

2021年7月，國家能源局印發《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，鼓勵新能源增加配套性儲能建設。在全國性政策的基礎上，西北五省區均發布了新能源強制配儲政策。總體來看，各地要求新能源配儲規模為裝機容量的5%—20%，配置時間在2—4小時。

新能源配儲是新疆新型儲能迅速發展的重要因素之一。“新能源+儲能”發展模式在新疆廣受認可。目前已納入新疆維吾爾自治區新能源項目清單的均需按要求配建一定規模、時長的儲能。目前，新疆已核備新能源配建儲能規模超過2000萬千瓦。

除此之外，體系化、系統化推進新能源及儲能產業發展政策相繼出臺，2023年新疆先后印發《服務推進自治區大型風電光伏基地建設操作指引（1.0版）》《關于加快推進新能源及關聯產業協同發展的通知》（新發改規〔2023〕2號）等文件，明確提出要支持共享儲能和新型儲能建設等9大方向。

同時，《關于進一步完善分時電價有關事宜的通知》（新發改規〔2023〕11號）、《關于建立健全支持新型儲能健康有序發展配套政策的通知》（新發改規〔2023〕5號）等配套支持政策先后印發，通過充分發揮分時電價信號作用，引導配建儲能與新能源作為統一整體參與市場，促進新能源消納的同時通過峰谷價差獲利；對于獨立儲能制定了完善市場價格機制、容量電價補償、調峰輔助服務市場、容量租賃機制的“四項激勵政策”。

中關村儲能產業技術聯盟理事長、中國能源研究會儲能專委會主任委員陳海生對新疆新型儲能發展表示認可。他說，近年來為推進新型儲能產業發展，新疆逐步建立了規劃布局、并網運行、市場交易、電價機制等政策體系，規范了儲能管理，明確了盈利渠道，為推動新型儲能發展創造了良好的政策環境。

在寧夏，儲能在調峰、頂峰輔助服務市場參與度較高。這與寧夏電力輔助服務市場開展較早不無關系。在我國電力輔助服務市場仍處于探索期時，寧夏便早在2018年5月啟動電力輔助服務市場試運行。《寧夏電力輔助服務市場運營規則（試行）》規定，自那時起電儲能裝置便可參與調峰獲得補償。

寧夏新型儲能調用充分，2022、2023年度儲能試點項目年調用次數不低于300次。新型儲能電站的儲能電量最大值達到在運裝機能量的85%以上。

2023年，寧夏通過儲能調峰增發新能源電量8.46億千瓦時，有力提升了新能源利用率。

“在市場運行較為成熟的山東、甘肅等地區，新型儲能調用水平進一步提升。”在國家能源局2024年上半年新聞發布會上，國家能源局能源節約和科技裝備司副司長邊廣琦表示。

由此可見，良好的電力市場建設對新型儲能的發展有著重要的影響。

截至目前，甘肅已經建成全國最具新型電力系統特征的現貨市場。2017年8月，甘肅被確定為全國首批現貨試點省份，2018年12月進入模擬試運行，2021年5月開始執行長周期結算試運行。經過連續穩定運行超過三年時間，甘肅建成了全尺度、全形態、全品種的新能源高占比電力市場體系。2024年9月5日，甘肅電力現貨市場轉入正式運行，成為繼山西、廣東和山東之后，全國第4個轉入正式運行的電力現貨市場。

甘肅電力現貨市場在市場機制設計方面頗具特色。在探索儲能參與現貨市場方面，獨立儲能以報量不報價、配建儲能與新能源一體化參與現貨市場，實現獨立儲能、新能源配建儲能依據消納和保供需要的最大化調用。

2024年上半年，甘肅新型儲能平均利用小時數582小時，能基本實現日均一充一放，部分日期實現單日兩充兩放。

據國家能源局甘肅監管辦透露，在建立調峰容量市場方面，甘肅將新型儲能納入調節容量市場，實現從基于實際調用電量的補償方式向調節能力補償方式的轉變。通過容量補償，有效疏導固定成本，使市場主體能提前確定市場收益預期，提振投資信心，從而推動新型儲能設施大規模推廣應用。

在完善調頻市場機制方面，甘肅調頻市場是確保現貨市場運行期間電網安全的關鍵手段，為充分發揮新型儲能的調節能力優勢，支持電網側儲能以獨立身份參與調頻市場，并將電源側儲能與新能源作為整體納入調頻市場交易，獲取里程補償收益。

在加強調度運行管理方面，通過協調指導調度運行機構，《甘肅電化學儲能電站調度運行管理規定》的制定，規范了新型儲能電站的并網條件、涉網性能、一二次接入系統、調度運行控制以及應急處置等方面的管理，加強了對新型儲能的有效容量管理，提高了新型儲能利用率，最大限度發揮了新型儲能在能源保供和清潔能源消納等方面的作用。

“以前儲能電站的等效日均充放電次數僅為0.8次，在市場化價格機制激勵下提升至1.8次，平均儲能時長由2.1小時提高到3.6小時，度電成本降低約20%，收入效益翻了一番。”青海海西蒙古族藏族自治州格爾木美滿閔行儲能電站負責人表示。

青海加快推動負荷側儲能建設，探索建立重點行業儲能配額制，引導用戶通過配置儲能優化自身負荷調節能力。今年，青海省476座新能源電站以雙邊競價的方式參與儲能輔助服務市場交易，累計充電電量5689萬千瓦時、放電電量4776萬千瓦時，最大限度發揮儲能“保供增發”作用。

同時，在儲能項目并網運行管理方面，青海積極推行共享儲能，加快推進電力現貨市場建設，積極構建儲能市場化運營體系，建立健全獨立儲能電站電能量交易與輔助服務市場銜接機制。

陜西在分布式儲能集中管理上做出探索。2024年5月9日，國內規模最大的分布式儲能項目在陜西投運，覆蓋西安、咸陽、銅川、渭南4市8縣區的130個鄉村，近8000平方千米，配套149套臺區儲能設備，總體容量約30兆瓦時，可同時滿足3000個普通家庭一天的用電量。

陜西此次投運的國內最大分布式儲能項目，可實現臺區動態增容、末端低電壓治理、電能質量治理和供電可靠性提升等綜合功能，促進分布式光伏就地消納并提高供電質量，并通過融合終端實現分布式儲能在線管控、策略優化，構建起分散布置、集中管理、統一調控的管理體系。

諸多發展問題待解

西北盡管已成為全國儲能發展最快的地區，仍不可避免存在諸多發展難題。

2024年9月，中國能源研究會雙碳產業合作分會發布的《促進西北新能源高比例發展亟需解決的關鍵問題——儲能發展和電力跨省跨區交易機制研究》（以下簡稱“報告”）顯示，西北地區儲能發展面臨利用率不足、成本疏導不暢、商業模式不明、市場化程度低等問題。

這些問題覆蓋面廣，可以說幾乎是全國儲能行業發展共同面臨的問題。記者梳理發現，報告給出了幾個具體問題以及相應建議，較為具有針對性，值得探究。

一是西北地區峰谷差價較小，較難支撐儲能獲利。

儲能的核心問題仍是成本疏導問題。中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎曾公開表示：“西北地區的風光資源豐富，有大量的風光電站需要儲能服務，這是風光電站成本的一部分，西北地區對此支付能力比較強。但因儲能主要靠峰谷差價盈利，西北地區峰谷差價較小，本地消納并不占優勢。”

據中關村儲能產業技術聯盟數據，2024年11月全國電網代購電電價峰谷價差中，有21個省區的最大峰谷價差超過0.6元/千瓦時，而西北均低于0.6元/千瓦時，價差較難支撐儲能獲利。西北地區峰谷價差最大的新疆僅為0.4442元/千瓦時，其他省份皆低于新疆。

用戶側儲能作為優質的靈活性資源，是“十四五”時期市場化發展最好的應用領域之一，具有可觀的發展空間。拉大峰谷分時電價價差是疏導用戶側儲能成本的重要方式。因此，報告建議繼續優化峰谷電價機制，出臺尖峰電價機制，充分發揮電價信號作用，引導用戶側合理配置儲能，保障電力系統安全穩定運行。

二是西北五省區僅新疆明確儲能容量租賃價格和期限。

西北地區較為普遍的“新能源+儲能”項目通過容量租賃的商業模式，不僅可以提高儲能的利用效率，還能夠為雙方提供穩定的收益保障。

根據國網西北分部數據，2023年容量租賃區間單價為230元/千瓦·年—280元/千瓦·年，租賃時長則在6個月到3年不等。西北五省區中，僅有新疆明確儲能容量租賃價格和期限，其余省區的標準有待明確。

三是調峰輔助服務市場門檻不低，分布式儲能難達市場準入。

對比西北五省區新型儲能參與調峰輔助服務市場的規定，入市門檻不小于1萬千瓦/2萬千瓦時或者0.5萬千瓦/1萬千瓦時，而單獨調控模式下將極大提升電網調度或市場出清的復雜度，難以直接為電網提供調峰、調頻等輔助服務。因此，目前分布式儲能難以達到各類市場的準入門檻，無法入市。

例如，在青海果洛地區，用戶存在長時段供暖需求，但受制于地理條件上的分散性，安裝屋頂分布式光伏系統以及對應自建儲能成為最佳供暖方案，形成“光牧儲”等協同運行方式。與電網側集中式大規模儲能電站不同，上述西北地區用戶自建儲能規模一般小于100千瓦。

2021年12月，國家能源局印發《電力并網運行管理規定》和《電力輔助服務管理辦法》，將電力輔助服務主體拓展至新型儲能、聚合商、虛擬電廠等新型主體，標志著分布式儲能通過各類方式間接參與市場獲取合理收益的渠道開啟。

因此，目前亟須拓展分布式儲能入市渠道，通過大規模分散小微主體聚合，充分挖掘分布式儲能調峰潛力。

四是增強儲能在西北地區省區間互濟作用，亦能提升儲能收益。

在西北五省區中，增強儲能在省區間互濟中的作用亦能起到提升儲能收益的作用。以寧夏為例，盡管新能源裝機容量相對較小，棄電率較低，對于儲能服務的需求有限，但在規劃方案引導下儲能設施發展迅速，這就可能導致儲能設施的閑置。

跨省跨區交易可以為這些閑置的儲能設備提供新的市場機會。寧夏等地區的儲能設施可以通過參與西北五省區乃至更廣區域內的電力交易，實現資源優化配置。這種跨省跨區的交易模式不僅能夠提升儲能設施的經濟效益，還有助于平衡區域間電力供需，提高整個電力系統的運行效率。

五是共享儲能可減輕新能源自建儲能成本負擔，同時為電網側儲能拓寬收益渠道。

共享儲能是以電網為紐帶，允許電網側儲能通過容量租賃等方式，將部分閑置容量轉交發電側集中式新能源使用，在助力新能源滿足強制配儲政策要求的同時，減輕新能源自建儲能的成本負擔，同時為電網側儲能拓寬收益渠道。基于此，共享儲能的收益渠道可拓寬至多個方面：一是容量租賃模式，將儲能容量租賃給新能源場站，獲取租金；二是通過提供輔助服務（調峰、調頻等）獲取相關收益，甚至可以參與深度調峰服務；三是在電力現貨市場、容量電價補償等機制開展后，通過峰谷套利、獲取補償等方式獲利。

例如，2022年12月18日，寧夏寧儲同利10萬千瓦/20萬千瓦時共享儲能電站工程并網發電。電站投運后，在調峰輔助服務、頂峰交易和容量租賃等方面均有收益，發揮了儲能“一站多用”的共享作用，有效提高寧夏電網的調峰能力，推動實現電網削峰填谷，緩解高峰供電壓力，促進新能源消納。

西北地區是國家能源戰略基地，為新型儲能規模化發展提供了豐富的應用場景。西北地區新能源與儲能融合發展新思路，對于服務我國西部新能源高質量發展具有重要意義。

為此，報告為西北地區儲能發展提出“初期靠補償、遠期靠市場、創新儲能商業模式”的方案。初期，應通過區別調用、完善補償標準、拉大峰谷價差等方式，探索完善發電側、電網側與用戶側儲能的補償機制。遠期，應推動儲能通過參與電能量、輔助服務、容量等市場，形成多維度收益結構，同時增加儲能參與跨省區交易的自由度，在拓寬儲能收益空間的同時，借助儲能增強省間互濟能力。

對于西北地區儲能發展，中國能源研究會理事長史玉波在2024年9月舉辦的第九屆儲能西部論壇上，提出四點思考與建議：一是加強政策引導與支持，降低投資成本，提高項目盈利能力，同時建立健全儲能項目的市場化交易機制；二是優化產業布局與資源配置；三是積極開展新型儲能技術示范項目，驗證可行性，積累運行經驗，探索儲能電站與電網互動技術與模式；四是加強儲能電站安全管理和標準制定。