中國儲能網訊：“雙碳”目標下，中國逐步加快構建新型電力系統(tǒng)，風、光 等新能源已成為新增裝機主體，發(fā)電量占比逐年提高，電力系統(tǒng)的物理形態(tài)和運行特征正在發(fā)生深刻變化。而新能源發(fā)電的不穩(wěn)定性使得儲能成為剛需。其中，得益于得天獨厚的風、光資源，中國西北地區(qū)新型儲能隨著大型清潔能源基地的大力開發(fā)建設而高速發(fā)展，成為中國陸上新能源發(fā)電基地建設的主力軍。
良好的政策環(huán)境是發(fā)展基礎
西北地區(qū)源網側儲能市場的蓬勃發(fā)展離不開國家和當?shù)卣叩拇罅χС?，多項政策的密集出臺逐步構建了規(guī)劃布局、并網運行、市場交易、電價機制等方面的儲能政策體系，為推動新型儲能發(fā)展創(chuàng)造了良好的政策環(huán)境。
2023年11月，西北監(jiān)管局發(fā)布西北能監(jiān)局發(fā)布《西北區(qū)域電力并網運行管理實施細則》、《西北區(qū)域電力輔助服務管理實施細則》，其中明確了對獨立儲能可參與的7種補償。
并網管理細則中指出，發(fā)電廠并網運行管理考核分值折算為電費，每分對應金額均為1000元，全部用于輔助服務補償。
輔助服務管理細則中明確，儲能可參與一次調頻服務補償、自動有功控制（AGC）服務補償、轉動慣量補償、有償無功服務補償、自動電壓控制（AVC）補償、黑啟動服務補償、穩(wěn)控裝置切負荷補償。
《西北區(qū)域電力輔助服務管理實施細則》儲能補償
2024年7月，國家能源局西北監(jiān)管局公開征求《西北區(qū)域電力并網運行管理實施細則》《西北區(qū)域電力輔助服務管理實施細則》補充規(guī)則意見建議。補充規(guī)則主要優(yōu)化一次調頻過調節(jié)管理、優(yōu)化新能源AGC管理、明確爬坡服務補償管理與調頻市場銜接要求、調整火電機組基本調峰下限、調整AVC補償標準、完善通信管理考核、完善考核的基本要求、取消第一調頻廠的AGC服務補償?shù)娜W分攤、優(yōu)化調試及退出商業(yè)運營主體的輔助服務分攤、明確涉網試驗的考核方式、取消對現(xiàn)貨市場的區(qū)別對待、優(yōu)化新能源預測管理、完善新能源場站運行管理等。
2024年8月，甘肅省工信廳、甘肅能源監(jiān)管辦、甘肅省發(fā)展改革委、甘肅省能源局正式發(fā)布了《甘肅電力現(xiàn)貨市場規(guī)則》，規(guī)則包括電力現(xiàn)貨市場管理實施細則、運營實施細則、結算實施細則、信息披露實施細則、結算運營工作方案，規(guī)則自2024年9月1日起執(zhí)行。
甘肅電力現(xiàn)貨市場2024年9月5日開始正式運行，成為目前全國唯一一家用戶“報量報價”參與的電力現(xiàn)貨市場，也是全國第四個轉入正式運行的電力現(xiàn)貨市場，向整個市場釋放出更積極的信號。
2024年11月15日，國家能源局西北監(jiān)管局再次公開征求《西北區(qū)域靈活調節(jié)資源容量市場運營規(guī)則（試行）（征求意見稿）》意見建議。文件明確，市場經營主體包括獨立儲能電站和虛擬電廠等，其中獨立儲能電站參與調峰和頂峰容量交易申報上限為30元/MW·日?，F(xiàn)階段，市場主要開展調峰容量和頂峰容量的交易。
調峰容量交易：市場主體根據(jù)交易公告，每月申報下一交易周期的調峰容量和分檔調峰價格。市場運營機構按季度為主、月度補充的方式組織調峰容量交易出清。申報價格區(qū)間根據(jù)不同類型的市場主體有所不同，例如獨立儲能電站的申報價格區(qū)間為(0,30]元/(MW?日)，虛擬電廠的申報價格區(qū)間為(0,20]元/(MW?日)。
頂峰容量交易：適用于正調峰，其出清容量需全額參與省內備用、需求側響應等市場（如有）及西北區(qū)域備用市場。
2025年1月23日，新疆電力交易中心轉發(fā)了自治區(qū)發(fā)展改革委關于征求《新疆電力市場售電公司信用評價實施方案（征求意見稿）》和《新疆獨立儲能容量租賃試點方案（征求意見稿）》意見的函。意見稿中指出，獨立儲能企業(yè)需滿足規(guī)模不小于 5 萬千瓦/20 萬千瓦時（4 小時儲能時長），功率、時長等不低于新疆新能源電站需配建儲能要求。原則上容量租賃市場根據(jù)需要按月開展，獨立儲能單次租賃期原則上不低于1個自然年。單次租賃期內，租賃功率、容量、價格不變。可出租容量為裝機容量，暫不考慮容量衰減。新能源企業(yè)租賃的獨立儲能容量，在租賃期內等額抵扣政策要求的配建儲能容量。獨立儲能企業(yè)通過容量租賃市場出租容量，儲能容量運營權利依然歸獨立儲能企業(yè)所有，不影響其全容量參與電能量、輔助服務等市場交易。獨立儲能企業(yè)已出租的容量不得重復出租。
顯然，西北地區(qū)儲能相關政策深化了儲能的市場化機制，促進了新能源消納和儲能的應用，使得西北地區(qū)成為了大儲采招和建設的主戰(zhàn)場之一。
2024年西北地區(qū)采招落地規(guī)模位列全國第一
據(jù)CESA儲能應用分會產業(yè)數(shù)據(jù)庫不完全統(tǒng)計，2024年，儲能集采/框采落地規(guī)模達9.24GW/44.94GWh，容量占比25.08%。除了集采/框采，2024年新型儲能項目類采招落地規(guī)模達51.81GW/134.24GWh，遍布30多個省市自治區(qū)，總成交金額達1427億元。
2024年各省新型儲能項目采招落地容量（GWh）
就地區(qū)分析，西北和華北地區(qū)是新型儲能發(fā)展的主力軍，2024年，西北地區(qū)采招落地規(guī)模達15.4GW/48.77GWh，容量規(guī)模占全國項目類采招落地總規(guī)模的36.36%，規(guī)模位列全國第一，總中標金額超471.03億元。華北地區(qū)儲能定標規(guī)模達12.72GW/29.7GWh，容量占比22.14%，位居全國第二，總成交金額達339.1億元。華東地區(qū)儲能采招落地9.66GW/25.1GWh，容量占比18.71%，排在第三名，總成交金額達232.27億元。
2024年各地區(qū)新型儲能項目采招落地容量占比
此外，華中地區(qū)定標規(guī)模4.68GW/10.51GWh，容量占比7.76%，總金額達92.42億元。華南地區(qū)采招落地5.24GW/10.21GWh，容量占比7.61%，總成交金額達163.33億元。西南地區(qū)定標規(guī)模2.46GW/5.61GWh，容量占比4.18%，總金額75.41億元。東北地區(qū)采招落地1.65GW/4.34GWh，容量占比3.23%，總成交金額52.94億元。
2024年各地區(qū)儲能項目采招落地規(guī)模和中標金額
據(jù)CESA儲能應用分會產業(yè)數(shù)據(jù)庫不完全統(tǒng)計，2024年，西北地區(qū)采招完成的項目中，主要為源網側項目，其容量規(guī)模占比超過99%，用戶側采招落地項目僅占0.04%。究其原因，除了跟西北地區(qū)的能源結構息息相關，也與西北用戶側儲能套利空間有限有一定的關系，以2024年12月全國代理購電峰谷價差為例，西北五省僅陜西在0.7元/kWh以上，其他省份均低于0.5元/kWh，價差無法支撐用戶側儲能獲利。
2024年西北地區(qū)儲能采招落地項目各應用場景容量占比
2024年，西北地區(qū)電源側儲能項目采招落地規(guī)模達5.63GW/19.26GWh，容量規(guī)模占西北地區(qū)總定標規(guī)模的39.48%，占全國電源側總定標規(guī)模的61.65%，超過其他6個大區(qū)電源側定標項目規(guī)模之和，可謂遙遙領先，中標總額達194.771億元。
2024年各地區(qū)電源側采招落地容量占比
據(jù)CESA儲能應用分會產業(yè)數(shù)據(jù)庫不完全統(tǒng)計，2024年，西北地區(qū)電網側儲能項目采招落地規(guī)模達9.75GW/29.5GWh，容量規(guī)模占西北地區(qū)總定標規(guī)模的60.48%，占全國電網側總定標規(guī)模的30.13%，在全國電網側采招落地規(guī)模中排第一，中標公示總金額達275.70億元。
2024年各地區(qū)電網側采招落地容量占比
綜合以上數(shù)據(jù)可以看出，2024年西北地區(qū)新型儲能發(fā)展突飛猛進一路高歌，成了全國新型儲能發(fā)展最快的地區(qū)。
仍有諸多發(fā)展難題亟待解決
盡管西北已成為全國儲能發(fā)展最快的地區(qū)，仍不可避免存在諸多發(fā)展難題。
首先是西北地區(qū)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。西北地區(qū)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(qū)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(qū)峰谷差價較小，本地消納并不占優(yōu)勢。
其次是西北五省區(qū)僅新疆明確儲能容量租賃價格和期限。西北地區(qū)較為普遍的“新能源+儲能”項目通過容量租賃的商業(yè)模式，不僅可以提高儲能的利用效率，還能夠為雙方提供穩(wěn)定的收益保障。根據(jù)國網西北分部數(shù)據(jù)，2023年容量租賃區(qū)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(qū)中，僅有新疆明確儲能容量租賃價格和期限，其余省區(qū)的標準有待明確。
其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(qū)新型儲能參與調峰輔助服務市場的規(guī)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。因此，目前亟須拓展分布式儲能入市渠道，通過大規(guī)模分散小微主體聚合，充分挖掘分布式儲能調峰潛力。
對于西北地區(qū)儲能的整體發(fā)展，有業(yè)內專家建議：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(yōu)化產業(yè)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。
顯然，從長期來看，西北地區(qū)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(qū)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。
2025年，西北儲能仍將高速增長
國家電網有限公司西北分部數(shù)據(jù)顯示，西北電網2024年新增發(fā)電裝機1.06億千瓦，同比增長24%，接近“十四五”前三年新增發(fā)電裝機總和。目前，西北電網發(fā)電裝機總量達5.5億千瓦。在2024年西北電網新增發(fā)電裝機中，新能源發(fā)電裝機占比超80%，達8467萬千瓦，約占國家電網經營區(qū)年度新增發(fā)電裝機的三分之一。
2025年，西北電網發(fā)電裝機仍將進一步增長，預計新增發(fā)電裝機1.59億千瓦，其中，新增新能源發(fā)電裝機容量將首次突破1億千瓦，達1.15億千瓦。預計“十四五”末，西北電網總發(fā)電裝機將突破7億千瓦，裝機規(guī)模較“十三五”末翻一番，將為建設西北新型電力系統(tǒng)先行示范區(qū)奠定堅實基礎。
在這個基礎之上，西北地區(qū)得益于政策支持、資源優(yōu)勢和市場需求，在儲能領域的發(fā)展前景在2025年預計將呈現(xiàn)積極態(tài)勢。
在政策支持方面，中國大力推動可再生能源和儲能技術發(fā)展，西北地區(qū)作為風能、太陽能資源豐富的區(qū)域，將受益于“十四五”規(guī)劃等政策，推動儲能項目落地。西北各省區(qū)也出臺了相應政策，鼓勵儲能項目建設，促進可再生能源消納和電網穩(wěn)定。
在資源優(yōu)勢方面，西北地區(qū)風能、太陽能資源充足，儲能技術可有效解決其間歇性問題，提升能源利用效率。而且西北地域廣闊，非常適合建設大規(guī)模儲能設施。
在市場需求方面，隨著可再生能源比例上升，電網調峰壓力增大，儲能技術將在調峰、調頻中發(fā)揮關鍵作用。同時可提升電網穩(wěn)定性，減少波動，增強供電可靠性。
在技術進步方面，隨著技術進步和規(guī)?；a，儲能成本持續(xù)下降，經濟性提升，推動更多項目落地。除鋰電池外，液流電池、鈉離子電池等技術也在發(fā)展，這也為西北儲能發(fā)展提供了更多選擇。
在挑戰(zhàn)與風險方面，盡管近兩年來儲能成本大幅下降，大規(guī)模儲能項目仍需要大量資金，投資成本高、投資回報周期較長，一些儲能技術尚未完全成熟，需進一步研發(fā)和驗證，并且政策執(zhí)行的不確定性可能影響項目進展，需密切關注政策變化。
隨著儲能產業(yè)鏈將逐步完善，涵蓋設備制造、系統(tǒng)集成、運營維護等環(huán)節(jié)，形成完整生態(tài)。西北地區(qū)儲能發(fā)展前景樂觀，政策支持、資源優(yōu)勢和市場需求將推動其成為全國儲能發(fā)展的重要區(qū)域，預計2025年全年西北儲能市場規(guī)模仍將保持高速增長。
