网讯：西北地区新型储能发展势头强劲。
从国家能源局数据可以看出这一趋势。截至2023年6月，西北地区新型储能累计装机规模占全国的26.8%，仅次于华北地区，居全国第二位。而到2023年底，西北地区以29%的占比反超华北地区，成为全国首位。据最新发布的2024年上半年数据，西北地区以0.1个百分点的优势，仍居全国首位。西北和华北地区共同组成新型储能发展的主力军，两地区已投运新型储能装机占全国一半以上，其中，西北地区27.3%，华北地区27.2%。
西北地区新型储能发展迅速
我国西北地区地域广袤，风能、太阳能资源丰富，是国家规划中明确的大型清洁能源基地，对储能有重大的需求。得益于得天独厚的风、光资源，西北地区新型储能随着大型清洁能源基地的大力开发建设而迅速发展。
据国网能源研究院发布的报告，截至2024年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%。其中，国网经营区已投运规模3680万千瓦，主要分布在新疆、山东、甘肃、宁夏和湖南5省区。
新疆发展新型储能优势和潜力十分显著。新疆维吾尔自治区节能减排科学研究院院长周彬称，新疆有万亿级的储能市场空间。目前，新疆新型储能发展规模的迅速壮大也印证了这一点。截至2024年8月底，新疆已投运新型储能电站162座，装机总规模达646.05万千瓦/2137.85万千瓦时。其中，1座为电网侧独立储能，即沃能十三间房独立储能电站，装机规模为9万千瓦/18万千瓦时，其余161座为新能源配建储能。已投运新型储能电站以磷酸铁锂电池储能为主，达到160座，有2座为全钒液流储能电站。已投运单体最大容量为华润巴里坤储能电站，装机规模达25万千瓦/100万千瓦时。
作为我国首个新能源综合示范区，宁夏迅速崛起成为国内新型储能建设的热土。截至2024年6月底，宁夏已并网新型储能电站达40座，并网总容量达376万千瓦/754万千瓦时，最大充电电力306万千瓦，可提供最大顶峰能力331万千瓦，相当于11台30万千瓦火电机组。40座储能电站中有38座为跟网型储能电站，其余2座为构网型储能电站。
甘肃新型储能发展令人瞩目。截至2024年6月底，甘肃已并网新型储能电站141座，新型储能电站装机总规模达368万千瓦/879万千瓦时，总体呈现场站数目多、容量小、分布散、网侧少的特征。
此外，青海、陕西储能产业发展也驶入快车道。截至2024年10月底，青海已建储能电站19座，总规模达113.1万千瓦/317.7万千瓦时，在建储能规模超148万千瓦，初步形成政策、规划、项目推进三端发力的局面。陕西省先后出台《陕西省新型储能发展实施方案（2024—2025年）》《陕西省新型储能参与电力市场交易实施方案》，将推动新型储能源、网、用户等多场景应用，力争2025年并网新型储能总规模达到200万千瓦以上。
西北地区新型储能何以快速发展？
西北地区是陆上新能源发电基地建设的主战场，为提升电网的调节和支撑能力，按照一定的比例和时间在新能源场站配建储能或建设共享储能电站是当前的最优解。
2021年7月，国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励新能源增加配套性储能建设。在全国性政策的基础上，西北五省区均发布了新能源强制配储政策。总体来看，各地要求新能源配储规模为装机容量的5%—20%，配置时间在2—4小时。
新能源配储是新疆新型储能迅速发展的重要因素之一。“新能源+储能”发展模式在新疆广受认可。目前已纳入新疆维吾尔自治区新能源项目清单的均需按要求配建一定规模、时长的储能。目前，新疆已核备新能源配建储能规模超过2000万千瓦。
除此之外，体系化、系统化推进新能源及储能产业发展政策相继出台，2023年新疆先后印发《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）》《关于加快推进新能源及关联产业协同发展的通知》（新发改规〔2023〕2号）等文件，明确提出要支持共享储能和新型储能建设等9大方向。
同时，《关于进一步完善分时电价有关事宜的通知》（新发改规〔2023〕11号）、《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》（新发改规〔2023〕5号）等配套支持政策先后印发，通过充分发挥分时电价信号作用，引导配建储能与新能源作为统一整体参与市场，促进新能源消纳的同时通过峰谷价差获利；对于独立储能制定了完善市场价格机制、容量电价补偿、调峰辅助服务市场、容量租赁机制的“四项激励政策”。
中关村储能产业技术联盟理事长、中国能源研究会储能专委会主任委员陈海生对新疆新型储能发展表示认可。他说，近年来为推进新型储能产业发展，新疆逐步建立了规划布局、并网运行、市场交易、电价机制等政策体系，规范了储能管理，明确了盈利渠道，为推动新型储能发展创造了良好的政策环境。
在宁夏，储能在调峰、顶峰辅助服务市场参与度较高。这与宁夏电力辅助服务市场开展较早不无关系。在我国电力辅助服务市场仍处于探索期时，宁夏便早在2018年5月启动电力辅助服务市场试运行。《宁夏电力辅助服务市场运营规则（试行）》规定，自那时起电储能装置便可参与调峰获得补偿。
宁夏新型储能调用充分，2022、2023年度储能试点项目年调用次数不低于300次。新型储能电站的储能电量最大值达到在运装机能量的85%以上。
2023年，宁夏通过储能调峰增发新能源电量8.46亿千瓦时，有力提升了新能源利用率。
“在市场运行较为成熟的山东、甘肃等地区，新型储能调用水平进一步提升。”在国家能源局2024年上半年新闻发布会上，国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦表示。
由此可见，良好的电力市场建设对新型储能的发展有着重要的影响。
截至目前，甘肃已经建成全国最具新型电力系统特征的现货市场。2017年8月，甘肃被确定为全国首批现货试点省份，2018年12月进入模拟试运行，2021年5月开始执行长周期结算试运行。经过连续稳定运行超过三年时间，甘肃建成了全尺度、全形态、全品种的新能源高占比电力市场体系。2024年9月5日，甘肃电力现货市场转入正式运行，成为继山西、广东和山东之后，全国第4个转入正式运行的电力现货市场。
甘肃电力现货市场在市场机制设计方面颇具特色。在探索储能参与现货市场方面，独立储能以报量不报价、配建储能与新能源一体化参与现货市场，实现独立储能、新能源配建储能依据消纳和保供需要的最大化调用。
2024年上半年，甘肃新型储能平均利用小时数582小时，能基本实现日均一充一放，部分日期实现单日两充两放。
据国家能源局甘肃监管办透露，在建立调峰容量市场方面，甘肃将新型储能纳入调节容量市场，实现从基于实际调用电量的补偿方式向调节能力补偿方式的转变。通过容量补偿，有效疏导固定成本，使市场主体能提前确定市场收益预期，提振投资信心，从而推动新型储能设施大规模推广应用。
在完善调频市场机制方面，甘肃调频市场是确保现货市场运行期间电网安全的关键手段，为充分发挥新型储能的调节能力优势，支持电网侧储能以独立身份参与调频市场，并将电源侧储能与新能源作为整体纳入调频市场交易，获取里程补偿收益。
在加强调度运行管理方面，通过协调指导调度运行机构，《甘肃电化学储能电站调度运行管理规定》的制定，规范了新型储能电站的并网条件、涉网性能、一二次接入系统、调度运行控制以及应急处置等方面的管理，加强了对新型储能的有效容量管理，提高了新型储能利用率，最大限度发挥了新型储能在能源保供和清洁能源消纳等方面的作用。
“以前储能电站的等效日均充放电次数仅为0.8次，在市场化价格机制激励下提升至1.8次，平均储能时长由2.1小时提高到3.6小时，度电成本降低约20%，收入效益翻了一番。”青海海西蒙古族藏族自治州格尔木美满闵行储能电站负责人表示。
青海加快推动负荷侧储能建设，探索建立重点行业储能配额制，引导用户通过配置储能优化自身负荷调节能力。今年，青海省476座新能源电站以双边竞价的方式参与储能辅助服务市场交易，累计充电电量5689万千瓦时、放电电量4776万千瓦时，最大限度发挥储能“保供增发”作用。
同时，在储能项目并网运行管理方面，青海积极推行共享储能，加快推进电力现货市场建设，积极构建储能市场化运营体系，建立健全独立储能电站电能量交易与辅助服务市场衔接机制。
陕西在分布式储能集中管理上做出探索。2024年5月9日，国内规模最大的分布式储能项目在陕西投运，覆盖西安、咸阳、铜川、渭南4市8县区的130个乡村，近8000平方千米，配套149套台区储能设备，总体容量约30兆瓦时，可同时满足3000个普通家庭一天的用电量。
陕西此次投运的国内最大分布式储能项目，可实现台区动态增容、末端低电压治理、电能质量治理和供电可靠性提升等综合功能，促进分布式光伏就地消纳并提高供电质量，并通过融合终端实现分布式储能在线管控、策略优化，构建起分散布置、集中管理、统一调控的管理体系。
诸多发展问题待解
西北尽管已成为全国储能发展最快的地区，仍不可避免存在诸多发展难题。
2024年9月，中国能源研究会双碳产业合作分会发布的《促进西北新能源高比例发展亟需解决的关键问题——储能发展和电力跨省跨区交易机制研究》（以下简称“报告”）显示，西北地区储能发展面临利用率不足、成本疏导不畅、商业模式不明、市场化程度低等问题。
这些问题覆盖面广，可以说几乎是全国储能行业发展共同面临的问题。记者梳理发现，报告给出了几个具体问题以及相应建议，较为具有针对性，值得探究。
一是西北地区峰谷差价较小，较难支撑储能获利。
储能的核心问题仍是成本疏导问题。中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎曾公开表示：“西北地区的风光资源丰富，有大量的风光电站需要储能服务，这是风光电站成本的一部分，西北地区对此支付能力比较强。但因储能主要靠峰谷差价盈利，西北地区峰谷差价较小，本地消纳并不占优势。”
据中关村储能产业技术联盟数据，2024年11月全国电网代购电电价峰谷价差中，有21个省区的最大峰谷价差超过0.6元/千瓦时，而西北均低于0.6元/千瓦时，价差较难支撑储能获利。西北地区峰谷价差最大的新疆仅为0.4442元/千瓦时，其他省份皆低于新疆。
用户侧储能作为优质的灵活性资源，是“十四五”时期市场化发展最好的应用领域之一，具有可观的发展空间。拉大峰谷分时电价价差是疏导用户侧储能成本的重要方式。因此，报告建议继续优化峰谷电价机制，出台尖峰电价机制，充分发挥电价信号作用，引导用户侧合理配置储能，保障电力系统安全稳定运行。
二是西北五省区仅新疆明确储能容量租赁价格和期限。
西北地区较为普遍的“新能源+储能”项目通过容量租赁的商业模式，不仅可以提高储能的利用效率，还能够为双方提供稳定的收益保障。
根据国网西北分部数据，2023年容量租赁区间单价为230元/千瓦·年—280元/千瓦·年，租赁时长则在6个月到3年不等。西北五省区中，仅有新疆明确储能容量租赁价格和期限，其余省区的标准有待明确。
三是调峰辅助服务市场门槛不低，分布式储能难达市场准入。
对比西北五省区新型储能参与调峰辅助服务市场的规定，入市门槛不小于1万千瓦/2万千瓦时或者0.5万千瓦/1万千瓦时，而单独调控模式下将极大提升电网调度或市场出清的复杂度，难以直接为电网提供调峰、调频等辅助服务。因此，目前分布式储能难以达到各类市场的准入门槛，无法入市。
例如，在青海果洛地区，用户存在长时段供暖需求，但受制于地理条件上的分散性，安装屋顶分布式光伏系统以及对应自建储能成为最佳供暖方案，形成“光牧储”等协同运行方式。与电网侧集中式大规模储能电站不同，上述西北地区用户自建储能规模一般小于100千瓦。
2021年12月，国家能源局印发《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，将电力辅助服务主体拓展至新型储能、聚合商、虚拟电厂等新型主体，标志着分布式储能通过各类方式间接参与市场获取合理收益的渠道开启。
因此，目前亟须拓展分布式储能入市渠道，通过大规模分散小微主体聚合，充分挖掘分布式储能调峰潜力。
四是增强储能在西北地区省区间互济作用，亦能提升储能收益。
在西北五省区中，增强储能在省区间互济中的作用亦能起到提升储能收益的作用。以宁夏为例，尽管新能源装机容量相对较小，弃电率较低，对于储能服务的需求有限，但在规划方案引导下储能设施发展迅速，这就可能导致储能设施的闲置。
跨省跨区交易可以为这些闲置的储能设备提供新的市场机会。宁夏等地区的储能设施可以通过参与西北五省区乃至更广区域内的电力交易，实现资源优化配置。这种跨省跨区的交易模式不仅能够提升储能设施的经济效益，还有助于平衡区域间电力供需，提高整个电力系统的运行效率。
五是共享储能可减轻新能源自建储能成本负担，同时为电网侧储能拓宽收益渠道。
共享储能是以电网为纽带，允许电网侧储能通过容量租赁等方式，将部分闲置容量转交发电侧集中式新能源使用，在助力新能源满足强制配储政策要求的同时，减轻新能源自建储能的成本负担，同时为电网侧储能拓宽收益渠道。基于此，共享储能的收益渠道可拓宽至多个方面：一是容量租赁模式，将储能容量租赁给新能源场站，获取租金；二是通过提供辅助服务（调峰、调频等）获取相关收益，甚至可以参与深度调峰服务；三是在电力现货市场、容量电价补偿等机制开展后，通过峰谷套利、获取补偿等方式获利。
例如，2022年12月18日，宁夏宁储同利10万千瓦/20万千瓦时共享储能电站工程并网发电。电站投运后，在调峰辅助服务、顶峰交易和容量租赁等方面均有收益，发挥了储能“一站多用”的共享作用，有效提高宁夏电网的调峰能力，推动实现电网削峰填谷，缓解高峰供电压力，促进新能源消纳。
西北地区是国家能源战略基地，为新型储能规模化发展提供了丰富的应用场景。西北地区新能源与储能融合发展新思路，对于服务我国西部新能源高质量发展具有重要意义。
为此，报告为西北地区储能发展提出“初期靠补偿、远期靠市场、创新储能商业模式”的方案。初期，应通过区别调用、完善补偿标准、拉大峰谷价差等方式，探索完善发电侧、电网侧与用户侧储能的补偿机制。远期，应推动储能通过参与电能量、辅助服务、容量等市场，形成多维度收益结构，同时增加储能参与跨省区交易的自由度，在拓宽储能收益空间的同时，借助储能增强省间互济能力。
对于西北地区储能发展，中国能源研究会理事长史玉波在2024年9月举办的第九届储能西部论坛上，提出四点思考与建议：一是加强政策引导与支持，降低投资成本，提高项目盈利能力，同时建立健全储能项目的市场化交易机制；二是优化产业布局与资源配置；三是积极开展新型储能技术示范项目，验证可行性，积累运行经验，探索储能电站与电网互动技术与模式；四是加强储能电站安全管理和标准制定。
