隨著風電、光伏等新能源的接入規模及占比不斷增加，西北區域電力系統對調峰、調頻等服務的需求日益增多。2021年來，西北各省區已發布多項儲能相關政策以支持儲能發展，當前在西北區域，儲能可以通過參與電力輔助服務市場獲得一定收益。隨著市場規則和政策的不斷完善，共享儲能模式可為儲能創造更多的應用機會和收益，未來發展空間可期。

西北儲能規模

2020年時，陜西、寧夏等省區還沒有儲能裝機，新疆、甘肅等省區儲能的裝機規模都比較小，青海儲能規模相對較大。我們曾預測，到2025年，西北各省區儲能規模都在500萬千瓦以上(詳見下表)。但從后續各省區發布的規劃來看，裝機規模應該會大于預測值。

2025年西北儲能裝機規模預測(單位：萬千瓦)

分省區來看，陜西省規劃建設共享儲能電站16座，其中渭南6座、延安5座、榆林5座，要求單個共享儲能規模不低于5萬千瓦，時長不低于2小時。

甘肅省發展改革委在2021年印發《關于加快推進全省新能源存量項目建設工作的通知》，鼓勵在建存量600萬千瓦風光電項目按河西5市(酒泉、嘉峪關、張掖、金昌、武威)配置10%—20%、其他地區按5%—10%配置配套儲能設施，儲能設施連續儲能時長均不小于2小時。要求2022年并網的新能源必須要與儲能設施同時投運。《甘肅省“十四五”新型儲能發展方案(征求意見稿)》提出，到2025年新能源配套儲能裝機規模達到660萬千瓦(含電網側共享儲能)。

《青海省“十四五”能源發展規劃》提出，到2025年，力爭建成電化學等新型儲能600萬千瓦。

新疆在2022年3月發布的《服務推進自治區大型風電光伏基地建設操作指引(1.0版)》明確，建設4小時以上時長儲能項目的企業，允許配建儲能規模4倍的風電光伏發電項目。4月，新疆發展改革委發布的《完善我區新能源價格機制的方案》明確，將新疆2021年起投產的新能源平價項目發電量全部納入電力市場，以市場均價(年度直接交易均價)為基礎，當新能源項目疆內實際交易電價低于市場均價，按照市場均價與0.262元/千瓦時的價差給予支持，高于原平價上網電價0.25元/千瓦時。

寧夏在2022年5月發布的《關于開展2022年新型儲能項目試點工作的通知》中提出，在吳忠市、中衛市及寧東基地，建設一批新型儲能試點項目，原則上每個地區儲能試點項目數量不超過2個，每個地區項目總規模不超過200兆瓦/400兆瓦時;鼓勵銀川市、石嘴山市、固原市優選1個儲能項目參與試點申報，每個地區項目總規模不超過100兆瓦/200兆瓦時。為鼓勵企業投資積極性，給予自治區儲能試點項目0.8元/千瓦時調峰服務補償價格。試點項目按照“先投先得”原則，須在2022年12月31日之前建成并網。

儲能收益來源——以甘肅、青海為例

儲能的盈利途徑通常有三大類：調峰、調頻和租賃。

調峰是各地最常見的盈利途徑。目前在甘肅輔助服務市場里面，非現貨市場運行期間儲能調峰申報價格的上限0.5元/千瓦時，現貨市場運行期間申報價格上限0.3元/千瓦時。2022年9月20日，甘肅能源監管辦關于征求《甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則》(征求意見稿)意見的公告，新規則設計了調峰容量市場交易，允許電網側儲能按調節能力(容量)進行競價獲取補償的交易，補償標準上限為300元/MW·日。

調頻方面，各地規定了調頻里程單價區間，甘肅的調頻里程上限是12元/兆瓦。調用次數決定了調頻收益，目前來看，甘肅的調頻收益是比較可觀的。

租賃收益也是收入的重要組成部分，而且可能是今后共享儲能比較好的獲利方式。但是目前西北各省區對新能源租賃儲能還沒有專門的政策支持。在西北地區，儲能主要通過參與輔助服務市場獲利。

在青海，2020年12月國家能源局西北監管局發布《青海省電力輔助服務市場運營規則》(征求意見稿)，調度機構調用儲能電站參與電網調峰，儲能電站可獲得調峰服務費，已并網的共享儲能電站項目電網調用調峰價格為0.5元/千瓦時。2019年印發的《青海電力輔助服務市場運營規則(試行)》規定，電網調用儲能設施參與青海電網調峰價格暫定0.7元/千瓦時。

2021年1月，青海省印發關于《支持儲能產業發展若干措施(試行)》的通知，對“新能源+儲能”“水電+新能源+儲能”項目中自發自儲設施所發售的省內電網電量，給予每千瓦時0.10元運營補貼(經省工業和信息化廳認定使用本省產儲能電池60%以上的項目，在上述補貼基礎上，再增加每千瓦時0.05元補貼)。補貼對象為2021、2022年投產的電化學儲能項目，補貼時限暫定為2021年1月1日至 2022年12月31日。

需解決的問題及建議

目前西北配套政策不完善，缺乏儲能參與電力市場的實施細則，亟需政策給予配套，促進各種市場化模式的成長。

就儲能技術本身而言，當前電化學儲能成本仍然較高，項目投資內部收益率較低，影響了項目的推進和業主的投資熱情。

此外，目前電網側儲能電站容量大多為10兆瓦/20兆瓦時至100兆瓦/200兆瓦時，雖然已經積累了一定經驗，但是由于儲能技術發展較快，行業標準、設計標準缺失等因素，吉瓦級電網側儲能電站的工程設計還存在諸多困難和問題。

為此我們建議：

第一，根據西北各省資源稟賦和電力系統特點，認真研究儲能發展技術路線，做好規劃工作，確定各省區儲能需求。

第二，在深入研究各省區電力市場的基礎上推動儲能市場化交易體系的建設，設計針對的儲能商業模式，通過政策讓儲能盈利，利用市場規則促進儲能健康發展。

第三，推廣電網側集中式共享儲能模式，在區域范圍內，以電網為紐帶，將獨立分散的電網側、電源側、用戶側儲能電站資源進行全網優化配置，推動源網荷各端儲能能力全面釋放。這種模式既可為電源、用戶提供服務，也可以靈活調整運營模式，實現全網電力共享，提升電力品質。

在西北裝機容量大、接近負荷中心的風光場站，集中建設較大規模電網側集中式共享儲能電站，可以從規劃層面解決儲能設施小而散的弊端，在潮流阻塞節點布置共享儲能電站，改善新能源送出問題，進一步提高新能源消納能力，也可以做大儲能市場主體。打破儲能應用原有的界限，實現儲能與電網、新能源場站的協同發展，是促進新能源消納的關鍵技術之一。

第四，開展吉瓦級電網側儲能電站工程設計研究。例如，在大容量儲能系統方案選擇、降低站用電率，提高系統效率、大容量儲能電站消防方案、EMS方案等方面進行深入研究。

本文由eo記者潘秋杏、陳儀方根據作者在《南方能源觀察》雜志社和中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會聯合主辦儲能與電力市場專場(暨eo圓桌)上的演講內容整理和補充而成，已經本人審閱。