中國儲能網(wǎng)訊：
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導讀
“十四五”時期是我國加速構建新型電力系統(tǒng)、推動實現(xiàn)“碳達峰·碳中和”目標的關鍵階段。風電和光伏作為新型電力系統(tǒng)的主力電源，將在能源轉型中發(fā)揮重要作用。但新能源在可控性與可預測性上與傳統(tǒng)能源差距明顯，給電網(wǎng)的功率平衡、調頻調峰帶來挑戰(zhàn)，阻礙了高質量穩(wěn)定供電。在此背景下，新型儲能技術憑借靈活性、短周期建設和快速響應等優(yōu)勢，在全國迅猛發(fā)展。其中，西北地區(qū)近5年新型儲能裝機容量復合增速超過100%，成為全國新型儲能發(fā)展最快的地區(qū)。
目前，已有許多研究針對新型儲能參與市場的交易策略和機制進行了分析，旨在解決其投資成本高、回收期長等問題。但隨著新型儲能技術快速發(fā)展迭代，仍需進一步探索適應新型儲能發(fā)展的市場機制和政策支持。西北地區(qū)作為新型儲能發(fā)展的先行區(qū)域，其發(fā)展經(jīng)驗對全國具有重要借鑒意義?；诖耍疚恼{研了西北地區(qū)新型儲能的發(fā)展現(xiàn)狀，梳理了其面臨的關鍵問題，并提出優(yōu)化補償政策、完善市場機制、創(chuàng)新商業(yè)模式3條解決途徑和相關政策建議。
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西北地區(qū)新型儲能的發(fā)展現(xiàn)狀如何？
在新型儲能建設方面，西北地區(qū)裝機規(guī)模領跑全國。整體來看，西北地區(qū)發(fā)電側和電網(wǎng)側儲能需求較大，新能源配儲和獨立儲能占比超90%。目前，甘肅、青海、寧夏及陜西均已明確“十四五”新型儲能的發(fā)展目標，西北地區(qū)到2025年的新型儲能規(guī)劃總目標預計將超24 GW。
在新型儲能相關政策方面，西北地區(qū)以商業(yè)化-規(guī)?；?市場化為導向密集施策。2023—2024年西北地區(qū)發(fā)布49項新型儲能相關政策，大力布局儲能產(chǎn)業(yè)，特別強調新型儲能的商業(yè)化、市場化方案，涵蓋了補貼機制、電價政策以及新能源配儲等多個方面，體現(xiàn)了對新型儲能的投資運營、成本疏導，以及其規(guī)模和應用需求的重點關注。具體而言，發(fā)電側通過新能源配儲政策奠定基礎，以10%裝機+2 h連續(xù)儲能時長為主，部分地區(qū)根據(jù)自身情況制定了差異化規(guī)定；電網(wǎng)側開放電能量市場、輔助服務市場、容量補償和容量租賃四大收益渠道，各省獨立儲能電站能夠參與的市場及其收益方式詳見表1；用戶側依托分時電價優(yōu)化激活小微型儲能，西北五省持續(xù)改進分時電價政策，為用戶側儲能發(fā)展提供支持。
表1 西北五省新型儲能相關重要政策
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西北地區(qū)新型儲能發(fā)展的困境是什么？
盡管政策大力扶持，西北地區(qū)新型儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅速，長期前景良好，但當下仍面臨利用率不足、成本疏導不暢、商業(yè)模式不明以及市場化程度不高等諸多挑戰(zhàn)，短期內新型儲能項目經(jīng)濟效益不明朗，嚴重制約新型儲能產(chǎn)業(yè)持續(xù)發(fā)展。本文基于對西北地區(qū)儲能建設與政策現(xiàn)狀的梳理，總結分析西北地區(qū)新型儲能發(fā)展面臨的實際問題，如圖1所示。
圖1 西北地區(qū)儲能發(fā)展面臨的關鍵問題
1）新能源強制配儲后“建而不用”問題突出。2025年2月9日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布了《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號））（以下簡稱“136號文件”），叫停了已實施多年的新能源強制配儲政策。強制配儲政策雖廢止，遺留項目陷入“建而不用”僵局。中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，新能源配儲等效利用系數(shù)僅6.1%，癥結在于“配儲比例一刀切”，單一新能源電站棄電量有限，限制儲能調用。
2）儲能租賃價格標準不明晰且意愿不足。除新疆明確租賃參考價格與期限外，西北其余四省容量租賃仍處“無標可循”狀態(tài)，租賃價格波動大、期限短，收益難保障。
3）調峰政策延續(xù)性不足，存量增量補償標準不一。2024年2月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》（發(fā)改價格〔2024〕196號），明確調峰服務價格上限原則上不高于當?shù)仄絻r新能源項目的上網(wǎng)基準電價。以寧夏為例，調峰補償價格從0.6元/(kW·h)腰斬至0.2595元/(kW·h)，調峰補償新標準不僅沖擊存量項目，更讓增量投資望而卻步。
4）非同期投運儲能收益難保證。儲能固定投資成本在電能量市場難以回收，需配合容量成本回收機制。碳酸鋰降價導致新舊儲能成本差距大，早期項目與新建項目同臺競價時競爭力不足。
5）集中式儲能收益渠道單一。寧夏等地電能量因市場價差不足，儲能被迫僅依賴輔助服務獲益。單一收益易受政策、競爭等因素影響，投資者因回報信心不足持觀望態(tài)度。
6）儲能發(fā)展無序，呈現(xiàn)供需時空錯配現(xiàn)象。儲能初期規(guī)劃不合理，西北五省中寧夏儲能發(fā)展最快，但新能源利用率高、棄電量少，造成資源浪費，這種"政策指標優(yōu)先于實際需求"的規(guī)劃，無法滿足不同時間尺度、不同功能需求下的電力電量平衡真實的需求。
7）分布式儲能個體容量有限。西北地區(qū)用戶側儲能單體容量多小于100 kW，達不到輔助服務、需求響應等市場準入門檻，調峰潛力未得到充分利用。
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西北地區(qū)新型儲能如何突出重圍？
針對上述西北地區(qū)儲能發(fā)展中的困境，一方面，需從規(guī)劃入手優(yōu)化新能源配儲比例；另一方面，需增強儲能的經(jīng)濟激勵?；诖?，結合西北新型儲能發(fā)展現(xiàn)狀，筆者提出3條建議：初期完善政策標準與建立補償機制；遠期推動儲能參與電力市場；同時，鼓勵創(chuàng)新商業(yè)模式。具體建議與問題的對應關系見圖2，期望以此助力儲能多渠道獲益，破解成本疏導難題。
圖2 西北地區(qū)新型儲能發(fā)展面臨的關鍵問題對應建議
1）初期探索完善政策標準與建立補償機制。初期，受成本、技術限制，儲能項目收益欠佳、競爭力弱，政策引導和補貼至關重要。初期完善政策與補償機制的具體方案見圖3。
圖3 初期完善政策與補償機制的具體方案
一是科學配置新能源配儲的比例與補償方式，摒棄“一刀切”配儲政策，從“指標配儲”轉向“需求配儲”，直擊“建而不用”痛點；二是建立區(qū)分增量與存量儲能的調峰補償機制，保障存量儲能項目的成本回收能力，實現(xiàn)不同時期政策的有效銜接并增強補償標準更迭的穩(wěn)定性；三是建立分級容量補償助力早期儲能同臺競價，針對不同時期投建的新型儲能，建議深入測算成本，優(yōu)化形成分等級容量補償機制，讓新舊儲能“分檔競技”。
2）遠期推動各類型儲能參與電力市場。遠期，僅靠補償無法體現(xiàn)儲能真實價值，需從多類型電力市場入手，完善市場機制，實現(xiàn)資源優(yōu)化配置與長期盈利。遠期推動儲能參與市場的具體方案見圖4。
圖4 遠期推動儲能參與市場的具體方案
一是加速推動儲能進入現(xiàn)貨交易，傳導充放電成本，在西北地區(qū)現(xiàn)貨市場建立后，建議盡快確立儲能參與方式，激勵儲能通過現(xiàn)貨峰谷價差套利回收成本；二是形成多元化交易品種，體現(xiàn)儲能輔助服務價值，建議豐富調頻、備用等儲能輔助服務品種，實現(xiàn)儲能收益多元化；三是推動儲能參與容量市場，還原儲能容量價值，建議研究形成儲能分級可信容量核定方案，根據(jù)儲能對系統(tǒng)充裕度貢獻核定有效容量，并對早期建設的儲能實現(xiàn)合理補償傾斜；四是借助儲能增強省間互濟，拓寬儲能收益空間，建議推動儲能參與區(qū)域電力交易，實現(xiàn)儲能廣域價差尋優(yōu)與跨省區(qū)資源互濟，破解“時空錯配”困局。
3）創(chuàng)新儲能商業(yè)模式。優(yōu)化政策環(huán)境與市場機制的同時，還應創(chuàng)新與推廣多樣、可持續(xù)商業(yè)模式，促使新型儲能更靈活地融入市場，達成“一體多用、分時復用”的目標。創(chuàng)新儲能商業(yè)模式的具體方案見圖5。
圖5 創(chuàng)新儲能商業(yè)模式的具體方案
一是促進“新能源+儲能”簽訂長期協(xié)議，建議制定統(tǒng)一標準政策，發(fā)布容量租賃參考價格，鼓勵簽訂長期租賃協(xié)議，激勵新能源企業(yè)租賃儲能；二是推動形成共享儲能商業(yè)模式（僅針對存量儲能，136號文件取消強制配儲的要求，會對共享儲能模式產(chǎn)生一定影響），鼓勵新能源電站以自建、共建、租用等形式配置儲能，積極開展共享儲能、云儲能等創(chuàng)新商業(yè)模式的應用示范，發(fā)揮儲能“一站多用”的共享作用；三是新能源配儲轉向源荷互動模式，建議將新能源電站就地配儲轉變?yōu)椤霸磦刃履茉?荷側配儲”的源荷互動模式，聚合用戶側儲能后與發(fā)電側新能源簽訂配儲合約，通過高充低放掙取差價；四是鼓勵分布式儲能通過參與虛擬電廠運營，建議分布式儲能依托云平臺，將運行與調用權限交給運營商，運營商把聚合的主體整合起來參與各類市場，以滿足準入門檻，制定交易策略。
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結語
在構建新型電力系統(tǒng)進程中，新型儲能對西北能源結構調整與可持續(xù)發(fā)展意義重大。本文通過調研西北新型儲能建設現(xiàn)狀，梳理政策方案，剖析優(yōu)勢與不足，總結發(fā)展困境并提出建議：初期應通過科學規(guī)劃、完善補償標準等方式，建立成本疏導與收益保障機制；遠期推動儲能參與多類型市場，形成多元收益結構；同時，鼓勵創(chuàng)新與推廣存量共享儲能、源荷互動等商業(yè)模式，增強新型儲能市場適應性，促進產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。希望本文的研究成果能為未來我國的新型儲能規(guī)?；l(fā)展提供新的思路和有益參考。而隨著136號文件的出臺，新能源全面入市，不再強調強制配儲，對儲能未來發(fā)展（特別是對共享儲能商業(yè)模式）產(chǎn)生新的影響，需要進一步研究。
