“强烈看好”，当被问及如何看待西北地区新型储能的发展前景时，一位多年在西北从事储能行业的专家这样回答。

我国沙漠、戈壁、荒漠地区主要分布在新疆维吾尔自治区、青海省、甘肃省、宁夏回族自治区、陕西，以及横跨“三北”地区的内蒙古自治区，风能太阳能资源富集，技术可开发量占全国比重60%以上。当诸多新能源大基地落子西北之时，在新能源配储政策的带动下，新型储能的发展也吸引了众多目光。

从投运数据看，西北地区储能规模正在迅速膨胀，但从利用情况看，储能电站“建而不用”仍然普遍。多名业内专家表示，新型储能的发展需要系统层面的优化，切忌盲目开发，要遵从电力系统发展的规划，科学确定新型储能开发规模、布局、时序和利用率目标，从而更好地满足电力系统的需求。

规模翻倍，再翻倍

西北各省区储能装机数据正在不断刷新。据国网宁夏电力公司披露，2023年2月，宁夏电网侧储能并网容量达到113万千瓦/226万千瓦时，在全国率先突破百万千瓦，位居全国第一。宁夏电力公司预计到6月底，宁夏储能规模将达到152万千瓦/304万千瓦时。

有业内人士感慨，“宁夏2022年初还默默无闻，年底集中发力成了全国第一”。据了解，虽然相当多地区都出台了强制配储政策，但一些地方并没有严格执行未配置储能不得并网的规定，宁夏则严格执行了新能源配储的规定，因此2022年有一批储能项目抢在年底前建成投运，促成了储能装机的高速增长。

甘肃省能源监管办4月发布消息，截至2023年3月底，甘肃已建成投运新型储能项目35个，装机总规模61.5万千瓦/132.3万千瓦时。到5月，国网甘肃省电力公司就刷新了这一数据，宣布甘肃电网储能并网容量在5月20日突破百万千瓦，达到101万千瓦/214万千瓦时。

高增长的背后是大型储能电站的投运。5月20日，甘肃省首座电网侧共享储能电站330千伏建航储能电站进入试运行，一期建设规模为150兆瓦/300兆瓦时，是目前全国并网电压等级最高的储能电站。

《2022年度电化学储能电站行业统计数据》显示，2022年，新增投运的电化学储能电站分布在24个省（市、自治区），排名前十的省（市、自治区）依次是：宁夏、山东、内蒙古、河北、新疆、辽宁、甘肃、青海、湖南、浙江，总能量6.71GWh、占比85.34%，其中前2个省新增总能量均超过1GWh。此外，宁夏、内蒙古、河北、新疆、辽宁、甘肃、青海、浙江8个省（市、自治区）新增投运总能量同比增长率均超过100%。除陕西省外，其余西北省份均榜上有名。

不过陕西也有一定项目储备，2023年初，陕西省延安市发展改革委发布了《关于竞争优选陕湖一期配套共享新型储能示范项目投资运营企业的公告》，规划建设5座新型储能电站，初期规模260MW/520MWh，远期规模500MW/1000MWh。

西北各省新型储能的发展目标在全国处于较高水平，甘肃、青海两省都提出到2025年新型储能装机规模达到600万千瓦，宁夏的目标是500万千瓦。这意味着，与现有规模相比，这些地区要在未来三年实现5到10倍甚至更大规模的增长。

消纳与送出焦虑

储能高速增长的背后是新能源的大发展，增加灵活调节资源是包括西北地区在内的新能源高占比地区共同的需求。

目前，国家发展改革委、国家能源局已经印发三批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单，首批规模约1亿千瓦，第二批约4.55亿千瓦，第三批项目清单正在陆续公布中。

在近期举办的第十三届中国国际储能大会上，中国电力科学研究院电力系统碳中和研究中心副主任迟永宁表示，随着新能源占比越来越高，储能系统在新能源调峰和消纳方面会发挥比较大的作用，“现在储能整体容量偏小，还不能满足完全满足削峰填谷的需要”。

内蒙古电力科学研究院专家李秀芬在会上提出，新能源具有“极热无风”“晚峰无光”和“大装机、小电量”等特征。随着新能源占比提高，调峰和电力电量平衡保障难度加大，保障电力安全的难度增加。此外，高比例新能源灵活接入、大规模新能源电力外送对系统稳定性的影响等都是蒙西电网建设新型电力系统面临的挑战。

据她介绍，2021年内蒙古电网风机出力小于15%连续运行最长达95小时，小于10%连续运行达50小时，小于5%连续运行达24小时，日内波动可通过储能解决。

国网青海省电力公司清洁能源发展研究院新能源产业发展研究中心副主任杨立滨表示，青海电网整体对外联络能力以及对外支撑的能力偏弱，是一个相对独立的电网形态。青海省新能源消纳及直流外送问题突出，储能的发展和应用是必要的解决手段。

根据他分享的研究成果，青海“十四五”末新能源装机将达到6363万千瓦，新能源大规模并网导致电力系统调峰问题突出，为保证新能源消纳和电力系统安全稳定运行，在采取负荷侧响应、外送电量交易、第二条特高压建设、新能源+调相机等综合措施后，为了确保较高的新能源利用率，同时提升供电保障能力，降低电力、电量缺额，还需增加900万千瓦储能。这些储能全部建成后，可促进新能源利用率提高9.6%，“消纳效果还是比较可观的”。

实际上，随着新能源消纳压力的增长，西北区域对电化学储能连续充放电时长要求也在提高。例如，新疆最新的政策规定是，单个共享储能电站项目规模不小于5万千瓦/20万千瓦时，即储能时长至少达到4小时。

此外，抽水蓄能也被寄予厚望，目前西北电网中没有投运的抽水蓄能电站，但据eo此前报道（《西北抽水蓄能电站建设提速》），各地热情高涨。“十四五”期间，陕西将有13个抽蓄站点纳入重点实施项目清单，总装机容量达到1545万千瓦。青海有10个抽蓄项目纳入国家“十四五”抽水蓄能核准计划，总装机容量为1790万千瓦。新疆可开发的抽水蓄能电站资源达到3660万千瓦，其中有1380万千瓦为“十四五”重点实施项目。甘肃、宁夏也已有多座抽水蓄能电站开工建设。

如何把储能用起来

当越来越多新型储能电站在西北落地，如何充分发挥储能电站的作用成为重要挑战。尽管新能源大省普遍表现出对于储能以及各类灵活性调节资源的强烈需求，但储能设施“建而不用”的情况比较普遍，储能没有发挥预期的调节作用，投资方也无法获得收益，这让新能源强制配储政策备受争议。

“目前阶段是不是真的需要紧锣密鼓去建设这么多储能，而且还是比较昂贵的储能，这是需要反思的”，广州智光储能科技有限公司董事长姜新宇在前述会议上表示。他建议分阶段设置配储要求，例如现阶段只要求按新能源发电5%配置储能，后续再逐步提高要求，以减轻新能源企业投资储能的压力。

中电联发布的《2022年度电化学储能电站行业统计数据》显示，电源侧储能中新能源配储运行情况远低于火电配储，日均运行小时1.44小时、年运行小时525小时。对于许多新能源场站自建的小型储能电站，由于缺乏回收成本的渠道，业主尽可能压低投资成本，许多业内人士都直言“不敢用”。

配建储能通常有自建、合建和租赁等不同方式，由于自建储能利用状况不佳，规模更大、电压等级更高的共享储能获得了更多市场和政策上的支持。

保证调用次数是较为常见的提高利用率的手段。宁夏在开展2022年新型储能项目试点时规定，给予试点项目调峰补偿，全生命周期内充放电前600次在辅助服务市场中不考虑价格排序，优先调用。2023年5月，新疆发展改革委印发《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》，南疆四地州投运独立储能项目原则上2023年全年调用完全充放电次数不低于100次。

甘肃省主要通过电力市场为储能电站创造应用空间。根据目前的市场规则，甘肃新型储能电站可以参与现货电能量市场和辅助服务市场。电力辅助服务市场中，独立储能电站可参与调频市场和调峰容量市场。目前甘肃省现货市场峰谷价差约0.35元/千瓦时左右。容量收益方面，甘肃省将新型储能纳入调峰容量市场，通过容量补偿回收部分固定成本，调峰容量市场申报结算上限为300元/MW·日。

2020年并网的中能布隆吉储能电站（60MW/240MWh）投运后以电力辅助服务市场为主要收益来源，由于当时市场中储能电站数量较少，调频收益可观。2022年，甘肃将新型储能参与现货写入规则，布隆吉电站目前已参与到电力现货市场中。

据eo了解，在有现货市场运行的省区如甘肃、广东等，不少电力行业从业者都认为，参与电力市场才是发挥储能价值并实现合理回报的最终方式。目前，西北各省区电力现货市场均在建设之中。甘肃作为首批电力现货市场试点省份之一，已进入现货连续长周期运行阶段。陕西省在2022年底开展了短期的模拟试运行，青海、宁夏、新疆也在2023年陆续推动模拟试运行或调电试运行。未来储能有望在更多省区中参与现货市场价格套利。

青海则设计了一条独有的路线。2022年国网青海省电力公司提出了“四个统一”储能建设工作方案，即统一规划、统一建设、统一调度、统一运营，由新能源企业出资，省电力公司代建并统一调度管理。

杨立滨在会上介绍，统一规划打破了新能源传统就地配储的模式，结合电力系统需求做整体布局，统一调度模式下，电网统一调配全网调峰资源，从全局最优角度出发，实现储能的有序充放，可以提升资源利用效率。此外，统一建设和运营有助于降低项目投资运维成本。

公开信息显示，海西州弘柳225MW/900MWh储能电站已在2023年初完成工程EPC总承包招标，这是国网青海省电力公司推进青海电化学储能“四个统一”规划建设的首个项目。不过，据eo了解，“四个统一”发展模式推进并不顺利，新能源企业参与意愿不高。

有西北区域储能从业者表示，“四个统一”有助于储能在电力系统中充分挥使用价值，但新能源企业主要负责出资，建设和运行都由电网公司主导，新能源企业缺乏自主性，因此推进难度较大。