西北地區(qū)是我國(guó)重要的新能源基地，也是重要的清潔能源外送基地。2023年，我國(guó)新能源發(fā)電量為1.47萬(wàn)億千瓦時(shí)，其中近五分之一來(lái)自西北。因新能源發(fā)電受自然條件的影響較大，其波動(dòng)性和間歇性特點(diǎn)將給電網(wǎng)消納及穩(wěn)定供電帶來(lái)挑戰(zhàn)。當(dāng)前，大規(guī)模部署具有靈活調(diào)節(jié)能力的儲(chǔ)能系統(tǒng)，已成為平抑新能源發(fā)電波動(dòng)性的有效解決方案之一。

截至2023年年底，西北電網(wǎng)儲(chǔ)能裝機(jī)容量達(dá)1079萬(wàn)千瓦，已投產(chǎn)抽水蓄能電站容量30萬(wàn)千瓦、電化學(xué)儲(chǔ)能容量1049萬(wàn)千瓦。其中，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能為386萬(wàn)千瓦，電源側(cè)儲(chǔ)能為693萬(wàn)千瓦。全網(wǎng)儲(chǔ)能最大充電電力947萬(wàn)千瓦、最大頂峰電力748萬(wàn)千瓦，為西北電網(wǎng)新能源消納及電力保供作出了顯著貢獻(xiàn)。

儲(chǔ)能盈利模式尚不明確

雖然儲(chǔ)能前景長(zhǎng)期向好，但西北地區(qū)儲(chǔ)能的發(fā)展仍面臨利用率不足、成本疏導(dǎo)不暢、商業(yè)模式不明、市場(chǎng)化程度低等困難。

對(duì)于發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能而言，首先面臨的問題是“建而不用”。從技術(shù)角度看，目前新能源配儲(chǔ)的消納能力有限，在大風(fēng)季節(jié)或午間光伏大發(fā)時(shí)段仍有棄電現(xiàn)象，小時(shí)級(jí)的電化學(xué)儲(chǔ)能作用有限。在持續(xù)的大風(fēng)天氣中，新型儲(chǔ)能會(huì)在幾小時(shí)內(nèi)迅速充滿，一旦超出額定功率或容量上限，儲(chǔ)能設(shè)備將無(wú)法繼續(xù)儲(chǔ)電。此外，在連續(xù)的大風(fēng)天里，儲(chǔ)存的電能可能沒有機(jī)會(huì)向電網(wǎng)釋放。

其次，從電網(wǎng)調(diào)用角度看，新能源配儲(chǔ)的調(diào)用頻率目前并不高。根據(jù)中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)的調(diào)研，新能源側(cè)儲(chǔ)能配置時(shí)長(zhǎng)為1.6小時(shí)，低于電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的2.3小時(shí)和用戶側(cè)儲(chǔ)能的5.3小時(shí)。這是由于新能源被強(qiáng)制要求自建儲(chǔ)能，但單一新能源場(chǎng)站的棄電量有限，導(dǎo)致儲(chǔ)能調(diào)用機(jī)會(huì)較少。

在這種情況下，高昂的建設(shè)成本與有限的盈利空間之間存在結(jié)構(gòu)性矛盾。新能源傾向選擇自建成本較低的儲(chǔ)能設(shè)置，這無(wú)法保證儲(chǔ)能安全性，導(dǎo)致儲(chǔ)能非計(jì)劃停運(yùn)現(xiàn)象嚴(yán)重。據(jù)相關(guān)企業(yè)測(cè)算，按照10萬(wàn)千瓦項(xiàng)目配置10%/2小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)的要求，電站端成本將增加不少于0.3元/瓦，在此基礎(chǔ)上，每增加10%的儲(chǔ)能比例，電站成本將增加約0.3元/瓦。

對(duì)于電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能而言，其主要收入來(lái)源包括調(diào)峰收益、調(diào)頻收益和容量租賃收益等。在調(diào)峰收益部分，國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局聯(lián)合印發(fā)的《關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場(chǎng)價(jià)格機(jī)制的通知》明確指出，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)將與調(diào)峰市場(chǎng)融合，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行的區(qū)域，調(diào)峰市場(chǎng)不再運(yùn)行，調(diào)峰服務(wù)價(jià)格上限原則上不高于當(dāng)?shù)仄絻r(jià)新能源項(xiàng)目的上網(wǎng)電價(jià)。由于調(diào)峰輔助補(bǔ)償是目前儲(chǔ)能收入主要來(lái)源之一，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)下降將給儲(chǔ)能行業(yè)發(fā)展帶來(lái)較大影響，且調(diào)峰收益受調(diào)度次數(shù)和調(diào)峰電價(jià)影響，隨著儲(chǔ)能電站數(shù)量快速增加，調(diào)度次數(shù)和調(diào)峰電價(jià)均可能有所下降，導(dǎo)致儲(chǔ)能面臨經(jīng)濟(jì)收益能力不足的風(fēng)險(xiǎn)。

在調(diào)峰和調(diào)頻收益減少的背景下，租賃收益是儲(chǔ)能最具發(fā)展空間的盈利渠道。然而，儲(chǔ)能容量租賃方面缺少關(guān)于價(jià)格、租賃期限的政策指導(dǎo)，需靠供求雙方磋商談判。隨著成本下降，租賃費(fèi)用也存在不斷降低和停簽協(xié)議的風(fēng)險(xiǎn)。因此，租賃價(jià)格波動(dòng)較大，市場(chǎng)缺乏統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，租賃期限較短，難以確保長(zhǎng)期收益。以寧夏為例，儲(chǔ)能仍主要通過參與調(diào)峰、頂峰輔助服務(wù)市場(chǎng)獲取收益，租賃市場(chǎng)僅處于探索階段。經(jīng)初步測(cè)算，2022年投產(chǎn)的儲(chǔ)能電站若要收回建設(shè)運(yùn)營(yíng)成本，需在年充放電次數(shù)250次的情況下，通過調(diào)峰、頂峰輔助服務(wù)市場(chǎng)，以每年300萬(wàn)元/萬(wàn)千瓦完成全容量租賃。但是，寧夏目前尚未出臺(tái)儲(chǔ)能的租賃標(biāo)準(zhǔn)，儲(chǔ)能容量租賃的收益難以保證。

此外，西北用戶側(cè)儲(chǔ)能的套利空間有限。以2023年10月全國(guó)代理購(gòu)電峰谷價(jià)差為例，全國(guó)有17個(gè)省份峰谷價(jià)差超過0.7元/千瓦時(shí)，而西北地區(qū)省份均低于0.7元/千瓦時(shí)，價(jià)差仍無(wú)法支撐儲(chǔ)能獲利。此外，相比國(guó)外峰谷價(jià)差（最高可達(dá)10:1左右），國(guó)內(nèi)峰谷電價(jià)價(jià)差仍有擴(kuò)大空間。

除新型儲(chǔ)能外，當(dāng)前西北地區(qū)積極規(guī)劃抽蓄與光熱的投運(yùn)，為電網(wǎng)提供靈活調(diào)節(jié)能力。然而，抽蓄與光熱的度電成本顯著高于新型儲(chǔ)能，其中西北地區(qū)超過90%的抽水蓄能項(xiàng)目的單位造價(jià)超過7000元/千瓦，明顯高于華北、華東等區(qū)域；而光熱發(fā)電的成本遠(yuǎn)超燃煤基準(zhǔn)電價(jià)，目前仍需要依賴風(fēng)光熱一體化項(xiàng)目中的其余新能源彌補(bǔ)高額成本。

從政策驅(qū)動(dòng)到市場(chǎng)驅(qū)動(dòng)

短期內(nèi)西北儲(chǔ)能發(fā)展仍處于商業(yè)化初期階段，需要國(guó)家和地方共同發(fā)力逐步完善政策標(biāo)準(zhǔn)與建立補(bǔ)償機(jī)制。

一是在電源側(cè)，科學(xué)配置新能源配儲(chǔ)的比例與補(bǔ)償方式，解決新能源配儲(chǔ)“建而不用”的問題。

針對(duì)尚不具備配儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢(shì)的新能源，適當(dāng)放寬配儲(chǔ)標(biāo)準(zhǔn)；對(duì)于配套建設(shè)使用儲(chǔ)能或以共享模式落實(shí)儲(chǔ)能的新能源發(fā)電項(xiàng)目，結(jié)合儲(chǔ)能技術(shù)水平和系統(tǒng)效益，可在保障利用小時(shí)數(shù)、電力服務(wù)補(bǔ)償考核等方面優(yōu)先考慮，降低儲(chǔ)能的盈利壓力；合理制定新能源配儲(chǔ)標(biāo)準(zhǔn)與比例。

二是在電網(wǎng)側(cè)建立區(qū)分增量與存量?jī)?chǔ)能的調(diào)峰補(bǔ)償機(jī)制以及分級(jí)容量補(bǔ)償機(jī)制，解決租賃價(jià)格持續(xù)下降以及現(xiàn)有調(diào)峰政策延續(xù)性不足的問題。

通過穩(wěn)定存量?jī)?chǔ)能項(xiàng)目的調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)保障已投運(yùn)項(xiàng)目的成本回收能力、科學(xué)研判增量?jī)?chǔ)能項(xiàng)目補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)以釋放合理引導(dǎo)未來(lái)儲(chǔ)能投運(yùn)規(guī)模的政策信號(hào)，彌補(bǔ)新舊補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)之間的裂隙，實(shí)現(xiàn)跨時(shí)政策的有效銜接并增強(qiáng)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)更迭的穩(wěn)定性。

三是在需求側(cè)進(jìn)一步拉大用戶側(cè)峰谷分時(shí)電價(jià)價(jià)差。

盡快推動(dòng)尚未建立尖峰電價(jià)機(jī)制的省份核定尖峰時(shí)段與系數(shù)，各省合理估計(jì)本省剛性負(fù)荷與彈性負(fù)荷比例，在拉大價(jià)差的同時(shí)，合理估計(jì)峰谷分時(shí)價(jià)差上限，引導(dǎo)用戶側(cè)儲(chǔ)能設(shè)施等靈活性資源參與削峰填谷。

遠(yuǎn)期要推動(dòng)各類型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)，逐步由政策驅(qū)動(dòng)轉(zhuǎn)變成市場(chǎng)驅(qū)動(dòng)。

一是推動(dòng)各類型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)。

現(xiàn)貨方面，在西北地區(qū)現(xiàn)貨市場(chǎng)建立后，建議盡快確立儲(chǔ)能參與方式，激勵(lì)儲(chǔ)能通過現(xiàn)貨峰谷價(jià)差套利回收成本；輔助服務(wù)方面，建議豐富調(diào)頻、備用等儲(chǔ)能輔助服務(wù)品種，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能收益多元化；容量市場(chǎng)方面，建議研究形成儲(chǔ)能分級(jí)可信容量核定方案，根據(jù)儲(chǔ)能頂峰能力核定有效容量，并對(duì)早期建設(shè)的儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)合理補(bǔ)償傾斜，還原儲(chǔ)能真實(shí)容量?jī)r(jià)值。此外，應(yīng)加快健全市場(chǎng)化運(yùn)行背景下的抽水蓄能電站容量電費(fèi)定價(jià)與成本分?jǐn)偡椒?，形成光熱電站非全額覆蓋的容量補(bǔ)償方案，以競(jìng)爭(zhēng)性收益促進(jìn)行業(yè)發(fā)展，以保障性收益激勵(lì)儲(chǔ)能投運(yùn)。

二是鼓勵(lì)創(chuàng)新與推廣儲(chǔ)能商業(yè)模式。

積極推廣發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)與用戶側(cè)的共享儲(chǔ)能模式。鼓勵(lì)新能源電站以自建、共建、租用等形式配置儲(chǔ)能，積極開展共享儲(chǔ)能、云儲(chǔ)能等創(chuàng)新商業(yè)模式的應(yīng)用示范，發(fā)揮儲(chǔ)能“一體多用、分時(shí)復(fù)用”功能。

三是借助儲(chǔ)能增強(qiáng)省間互濟(jì)，拓寬儲(chǔ)能收益空間。

儲(chǔ)能與跨省跨區(qū)交易的結(jié)合，可以為西北地區(qū)乃至全國(guó)的儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展開辟新的道路。通過政策引導(dǎo)、市場(chǎng)機(jī)制創(chuàng)新和跨區(qū)域合作，不僅可以有效解決儲(chǔ)能設(shè)施初期的經(jīng)濟(jì)障礙，還能充分發(fā)揮儲(chǔ)能技術(shù)在電力系統(tǒng)中的調(diào)節(jié)作用，促進(jìn)新能源的高效利用和電力市場(chǎng)的健康發(fā)展。

通過上述方式，可以有效應(yīng)對(duì)西北地區(qū)儲(chǔ)能面臨的多重挑戰(zhàn)，包括儲(chǔ)能投資方因成本和收益不明確而建設(shè)動(dòng)力不足的問題。通過“短期靠政策，長(zhǎng)期靠市場(chǎng)”促進(jìn)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)的持續(xù)健康發(fā)展，為西北地區(qū)新能源消納水平提升與新型電力系統(tǒng)建設(shè)提供有力支撐。