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隨著風電、光伏等新能源的接入規(guī)模及占比不斷增加，西北區(qū)域電力系統(tǒng)對調峰、調頻等服務的需求日益增多。2021年來，西北各省區(qū)已發(fā)布多項儲能相關政策以支持儲能發(fā)展，當前在西北區(qū)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(guī)則和政策的不斷完善，共享儲能模式可為儲能創(chuàng)造更多的應用機會和收益，未來發(fā)展空間可期。

(資料圖片僅供參考)

西北儲能規(guī)模

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

2025年西北儲能裝機規(guī)模預測（單位：萬千瓦）

分省區(qū)來看，陜西省規(guī)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(guī)模不低于5萬千瓦，時長不低于2小時。

甘肅省發(fā)展改革委在2021年印發(fā)《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(qū)按5%―10%配置配套儲能設施，儲能設施連續(xù)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?！陡拭C省“十四五”新型儲能發(fā)展方案（征求意見稿）》提出，到2025年新能源配套儲能裝機規(guī)模達到660萬千瓦（含電網側共享儲能）。

《青海省“十四五”能源發(fā)展規(guī)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(fā)布的《服務推進自治區(qū)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(yè)，允許配建儲能規(guī)模4倍的風電光伏發(fā)電項目。4月，新疆發(fā)展改革委發(fā)布的《完善我區(qū)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(fā)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(fā)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(wèi)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(qū)儲能試點項目數量不超過2個，每個地區(qū)項目總規(guī)模不超過200兆瓦/400兆瓦時；鼓勵銀川市、石嘴山市、固原市優(yōu)選1個儲能項目參與試點申報，每個地區(qū)項目總規(guī)模不超過100兆瓦/200兆瓦時。為鼓勵企業(yè)投資積極性，給予自治區(qū)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(jiān)管辦關于征求《甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規(guī)則》（征求意見稿）意見的公告，新規(guī)則設計了調峰容量市場交易，允許電網側儲能按調節(jié)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(guī)定了調頻里程單價區(qū)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(qū)對新能源租賃儲能還沒有專門的政策支持。在西北地區(qū)，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(jiān)管局發(fā)布《青海省電力輔助服務市場運營規(guī)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(fā)的《青海電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》規(guī)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(fā)關于《支持儲能產業(yè)發(fā)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(fā)自儲設施所發(fā)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(yè)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(yè)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(fā)展較快，行業(yè)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(tǒng)特點，認真研究儲能發(fā)展技術路線，做好規(guī)劃工作，確定各省區(qū)儲能需求。

第二，在深入研究各省區(qū)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(yè)模式，通過政策讓儲能盈利，利用市場規(guī)則促進儲能健康發(fā)展。

第三，推廣電網側集中式共享儲能模式，在區(qū)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(yōu)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(guī)模電網側集中式共享儲能電站，可以從規(guī)劃層面解決儲能設施小而散的弊端，在潮流阻塞節(jié)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(xié)同發(fā)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(tǒng)方案選擇、降低站用電率，提高系統(tǒng)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(yè)協(xié)會儲能應用分會聯(lián)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。