成本疏导不畅、商业模式不明等问题！西北新型储能发展困局待解-北极星售电网

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近年来，我国新型储能发展势头强劲，西北地区成为主力军。相关数据显示，截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模约为“十三五”末的20倍，达7376万千瓦/1.68亿千瓦时。其中，西北地区新型储能累计装机规模占全国的25.4%，仅次于华北地区，居全国第二位。

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。

新疆发展新型储能优势和潜力显著。据国网新疆电力有限公司消息，2024年1~11月，新疆新型储能并网装机容量达817.5万千瓦/2813.2万千瓦时。2024年新疆有超20个储能项目获得进展，涵盖磷酸铁锂、飞轮储能、压缩空气储能、混合技术储能等，且规模较大，多为4小时以上的长时储能项目。据不完全统计，新疆计划建设储能项目总规模超28吉瓦时。

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。数据显示，2024年宁夏新增新型储能电站20座，累计并网新型储能电站47座、装机规模达471.9万千瓦/944.1万千瓦时，全国排名第五。

甘肃新型储能发展令人瞩目。国网甘肃省电力公司公布的消息显示，随着民勤景肃一期15兆瓦/60兆瓦时储能电站投运，甘肃新型储能累计装机容量突破450万千瓦。

此外，青海、陕西储能产业发展也驶入“快车道”。青海省能源局公布的数据显示，截至2024年12月31日，青海已建成储能电站26座，总装机超200万千瓦，新增储能达150万千瓦，同比增长300%。2024年12月，陕西省发展改革委印发《关于印发陕西省可再生能源发展三年行动方案（2024—2026）的通知》，提出要在陕北、渭北等可再生能源富集区域布局一批新型储能电站。到2026年，陕西新型储能装机达到200万千瓦以上。

诸多发展问题待解

西北尽管已成为全国储能发展速度靠前的地区，但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须解决的关键问题——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。

——西北地区峰谷价差较小，较难支撑储能获利。

储能的核心问题仍是成本疏导问题。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，而西北地区最大峰谷价差均低于0.6元/千瓦时，较难支撑其获利。

因此，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。《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。

——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年西北地区容量租赁区间单价在230元/千瓦·年到280元/千瓦·年之间，租赁时长则在6个月到3年不等。西北五省区中，仅新疆明确了储能容量租赁价格和期限，其余省份的标准有待明确。

——调峰辅助服务市场门槛不低，分布式储能难达市场准入资格。

对比西北五省区新型储能参与调峰辅助服务市场的规定，入市门槛普遍为不小于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。目前，分布式储能难以达到各类市场的准入门槛，无法入市。

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。

——增强储能在西北各省区间互济作用，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，尽管当地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，致使储能设施出现闲置的情况。

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。

——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。

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。

原标题：西北新型储能发展困局待解

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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