“強烈看好”，當被問及如何看待西北地區(qū)新型儲能的發(fā)展前景時，一位多年在西北從事儲能行業(yè)的專家這樣回答。

我國沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)主要分布在新疆維吾爾自治區(qū)、青海省、甘肅省、寧夏回族自治區(qū)、陜西，以及橫跨“三北”地區(qū)的內(nèi)蒙古自治區(qū)，風能太陽能資源富集，技術可開發(fā)量占全國比重60%以上。當諸多新能源大基地落子西北之時，在新能源配儲政策的帶動下，新型儲能的發(fā)展也吸引了眾多目光。

從投運數(shù)據(jù)看，西北地區(qū)儲能規(guī)模正在迅速膨脹，但從利用情況看，儲能電站“建而不用”仍然普遍。多名業(yè)內(nèi)專家表示，新型儲能的發(fā)展需要系統(tǒng)層面的優(yōu)化，切忌盲目開發(fā)，要遵從電力系統(tǒng)發(fā)展的規(guī)劃，科學確定新型儲能開發(fā)規(guī)模、布局、時序和利用率目標，從而更好地滿足電力系統(tǒng)的需求。

  規(guī)模翻倍，再翻倍

西北各省區(qū)儲能裝機數(shù)據(jù)正在不斷刷新。據(jù)國網(wǎng)寧夏電力公司披露，2023年2月，寧夏電網(wǎng)側儲能并網(wǎng)容量達到113萬千瓦/226萬千瓦時，在全國率先突破百萬千瓦，位居全國第一。寧夏電力公司預計到6月底，寧夏儲能規(guī)模將達到152萬千瓦/304萬千瓦時。

有業(yè)內(nèi)人士感慨，“寧夏2022年初還默默無聞，年底集中發(fā)力成了全國第一”。據(jù)了解，雖然相當多地區(qū)都出臺了強制配儲政策，但一些地方并沒有嚴格執(zhí)行未配置儲能不得并網(wǎng)的規(guī)定，寧夏則嚴格執(zhí)行了新能源配儲的規(guī)定，因此2022年有一批儲能項目搶在年底前建成投運，促成了儲能裝機的高速增長。

甘肅省能源監(jiān)管辦4月發(fā)布消息，截至2023年3月底，甘肅已建成投運新型儲能項目35個，裝機總規(guī)模61.5萬千瓦/132.3萬千瓦時。到5月，國網(wǎng)甘肅省電力公司就刷新了這一數(shù)據(jù)，宣布甘肅電網(wǎng)儲能并網(wǎng)容量在5月20日突破百萬千瓦，達到101萬千瓦/214萬千瓦時。

高增長的背后是大型儲能電站的投運。5月20日，甘肅省首座電網(wǎng)側共享儲能電站330千伏建航儲能電站進入試運行，一期建設規(guī)模為150兆瓦/300兆瓦時，是目前全國并網(wǎng)電壓等級最高的儲能電站。

《2022年度電化學儲能電站行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)》顯示，2022年，新增投運的電化學儲能電站分布在24個省（市、自治區(qū)），排名前十的�。ㄊ�、自治區(qū)）依次是：寧夏、山東、內(nèi)蒙古、河北、新疆、遼寧、甘肅、青海、湖南、浙江，總能量 6.71GWh、占比85.34%，其中前2個省新增總能量均超過 1GWh。此外，寧夏、內(nèi)蒙古、河北、新疆、遼寧、甘肅、青海、浙江8個�。ㄊ�、自治區(qū)）新增投運總能量同比增長率均超過100%。除陜西省外，其余西北省份均榜上有名。

不過陜西也有一定項目儲備，2023年初，陜西省延安市發(fā)展改革委發(fā)布了《關于競爭優(yōu)選陜湖一期配套共享新型儲能示范項目投資運營企業(yè)的公告》，規(guī)劃建設5座新型儲能電站，初期規(guī)模260MW/520MWh，遠期規(guī)模500MW/1000MWh。

西北各省新型儲能的發(fā)展目標在全國處于較高水平，甘肅、青海兩省都提出到2025年新型儲能裝機規(guī)模達到600萬千瓦，寧夏的目標是500萬千瓦。這意味著，與現(xiàn)有規(guī)模相比，這些地區(qū)要在未來三年實現(xiàn)5到10倍甚至更大規(guī)模的增長。

西北五省及內(nèi)蒙古儲能發(fā)展概況（單位：萬千瓦）



  注：根據(jù)公開信息整理

  消納與送出焦慮

儲能高速增長的背后是新能源的大發(fā)展，增加靈活調節(jié)資源是包括西北地區(qū)在內(nèi)的新能源高占比地區(qū)共同的需求。

目前，國家發(fā)展改革委、國家能源局已經(jīng)印發(fā)三批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地建設項目清單，首批規(guī)模約1億千瓦，第二批約4.55億千瓦，第三批項目清單正在陸續(xù)公布中。

在近期舉辦的第十三屆中國國際儲能大會上，中國電力科學研究院電力系統(tǒng)碳中和研究中心副主任遲永寧表示，隨著新能源占比越來越高，儲能系統(tǒng)在新能源調峰和消納方面會發(fā)揮比較大的作用，“現(xiàn)在儲能整體容量偏小，還不能滿足完全滿足削峰填谷的需要”。

內(nèi)蒙古電力科學研究院專家李秀芬在會上提出，新能源具有“極熱無風”“晚峰無光”和“大裝機、小電量”等特征。隨著新能源占比提高，調峰和電力電量平衡保障難度加大，保障電力安全的難度增加。此外，高比例新能源靈活接入、大規(guī)模新能源電力外送對系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響等都是蒙西電網(wǎng)建設新型電力系統(tǒng)面臨的挑戰(zhàn)。

據(jù)她介紹，2021年內(nèi)蒙古電網(wǎng)風機出力小于15%連續(xù)運行最長達95小時，小于10%連續(xù)運行達50小時，小于5%連續(xù)運行達24小時，日內(nèi)波動可通過儲能解決。

國網(wǎng)青海省電力公司清潔能源發(fā)展研究院新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展研究中心副主任楊立濱表示，青海電網(wǎng)整體對外聯(lián)絡能力以及對外支撐的能力偏弱，是一個相對獨立的電網(wǎng)形態(tài)。青海省新能源消納及直流外送問題突出，儲能的發(fā)展和應用是必要的解決手段。

根據(jù)他分享的研究成果，青�！笆�四五”末新能源裝機將達到6363萬千瓦，新能源大規(guī)模并網(wǎng)導致電力系統(tǒng)調峰問題突出，為保證新能源消納和電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，在采取負荷側響應、外送電量交易、第二條特高壓建設、新能源+調相機等綜合措施后，為了確保較高的新能源利用率，同時提升供電保障能力，降低電力、電量缺額，還需增加900萬千瓦儲能。這些儲能全部建成后，可促進新能源利用率提高9.6%，“消納效果還是比較可觀的”。

西北五省及內(nèi)蒙古新能源裝機數(shù)據(jù)（單位：萬千瓦）



  數(shù)據(jù)來源：國家能源局、中電聯(lián)、公開信息

實際上，隨著新能源消納壓力的增長，西北區(qū)域對電化學儲能連續(xù)充放電時長要求也在提高。例如，新疆最新的政策規(guī)定是，單個共享儲能電站項目規(guī)模不小于5萬千瓦/20萬千瓦時，即儲能時長至少達到4小時。

  此外，抽水蓄能也被寄予厚望，目前西北電網(wǎng)中沒有投運的抽水蓄能電站，但據(jù)eo此前報道（《西北抽水蓄能電站建設提速》），各地熱情高漲。“十四五”期間，陜西將有13個抽蓄站點納入重點實施項目清單，總裝機容量達到1545萬千瓦。青海有10個抽蓄項目納入國家“十四五”抽水蓄能核準計劃，總裝機容量為1790萬千瓦。新疆可開發(fā)的抽水蓄能電站資源達到3660萬千瓦，其中有1380萬千瓦為“十四五”重點實施項目。甘肅、寧夏也已有多座抽水蓄能電站開工建設。

如何把儲能用起來

當越來越多新型儲能電站在西北落地，如何充分發(fā)揮儲能電站的作用成為重要挑戰(zhàn)。盡管新能源大省普遍表現(xiàn)出對于儲能以及各類靈活性調節(jié)資源的強烈需求，但儲能設施“建而不用”的情況比較普遍，儲能沒有發(fā)揮預期的調節(jié)作用，投資方也無法獲得收益，這讓新能源強制配儲政策備受爭議。

“目前階段是不是真的需要緊鑼密鼓去建設這么多儲能，而且還是比較昂貴的儲能，這是需要反思的”，廣州智光儲能科技有限公司董事長姜新宇在前述會議上表示。他建議分階段設置配儲要求，例如現(xiàn)階段只要求按新能源發(fā)電5%配置儲能，后續(xù)再逐步提高要求，以減輕新能源企業(yè)投資儲能的壓力。

中電聯(lián)發(fā)布的《2022年度電化學儲能電站行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)》顯示，電源側儲能中新能源配儲運行情況遠低于火電配儲，日均運行小時1.44小時、年運行小時525小時。對于許多新能源場站自建的小型儲能電站，由于缺乏回收成本的渠道，業(yè)主盡可能壓低投資成本，許多業(yè)內(nèi)人士都直言“不敢用”。

配建儲能通常有自建、合建和租賃等不同方式，由于自建儲能利用狀況不佳，規(guī)模更大、電壓等級更高的共享儲能獲得了更多市場和政策上的支持。

保證調用次數(shù)是較為常見的提高利用率的手段。寧夏在開展2022年新型儲能項目試點時規(guī)定，給予試點項目調峰補償，全生命周期內(nèi)充放電前600次在輔助服務市場中不考慮價格排序，優(yōu)先調用。2023年5月，新疆發(fā)展改革委印發(fā)《關于建立健全支持新型儲能健康有序發(fā)展配套政策的通知》，南疆四地州投運獨立儲能項目原則上2023年全年調用完全充放電次數(shù)不低于100次。

甘肅省主要通過電力市場為儲能電站創(chuàng)造應用空間。根據(jù)目前的市場規(guī)則，甘肅新型儲能電站可以參與現(xiàn)貨電能量市場和輔助服務市場。電力輔助服務市場中，獨立儲能電站可參與調頻市場和調峰容量市場。目前甘肅省現(xiàn)貨市場峰谷價差約0.35元/千瓦時左右。容量收益方面，甘肅省將新型儲能納入調峰容量市場，通過容量補償回收部分固定成本，調峰容量市場申報結算上限為300元/MW·日。

2020年并網(wǎng)的中能布隆吉儲能電站（60MW/240MWh）投運后以電力輔助服務市場為主要收益來源，由于當時市場中儲能電站數(shù)量較少，調頻收益可觀。2022年，甘肅將新型儲能參與現(xiàn)貨寫入規(guī)則，布隆吉電站目前已參與到電力現(xiàn)貨市場中。

據(jù)eo了解，在有現(xiàn)貨市場運行的省區(qū)如甘肅、廣東等，不少電力行業(yè)從業(yè)者都認為，參與電力市場才是發(fā)揮儲能價值并實現(xiàn)合理回報的最終方式。目前，西北各省區(qū)電力現(xiàn)貨市場均在建設之中。甘肅作為首批電力現(xiàn)貨市場試點省份之一，已進入現(xiàn)貨連續(xù)長周期運行階段。陜西省在2022年底開展了短期的模擬試運行，青海、寧夏、新疆也在2023年陸續(xù)推動模擬試運行或調電試運行。未來儲能有望在更多省區(qū)中參與現(xiàn)貨市場價格套利。

青海則設計了一條獨有的路線。2022年國網(wǎng)青海省電力公司提出了“四個統(tǒng)一”儲能建設工作方案，即統(tǒng)一規(guī)劃、統(tǒng)一建設、統(tǒng)一調度、統(tǒng)一運營，由新能源企業(yè)出資，省電力公司代建并統(tǒng)一調度管理。

楊立濱在會上介紹，統(tǒng)一規(guī)劃打破了新能源傳統(tǒng)就地配儲的模式，結合電力系統(tǒng)需求做整體布局，統(tǒng)一調度模式下，電網(wǎng)統(tǒng)一調配全網(wǎng)調峰資源，從全局最優(yōu)角度出發(fā)，實現(xiàn)儲能的有序充放，可以提升資源利用效率。此外，統(tǒng)一建設和運營有助于降低項目投資運維成本。

公開信息顯示，海西州弘柳225MW/900MWh儲能電站已在2023年初完成工程EPC總承包招標，這是國網(wǎng)青海省電力公司推進青海電化學儲能“四個統(tǒng)一”規(guī)劃建設的首個項目。不過，據(jù)eo了解，“四個統(tǒng)一”發(fā)展模式推進并不順利，新能源企業(yè)參與意愿不高。

有西北區(qū)域儲能從業(yè)者表示，“四個統(tǒng)一”有助于儲能在電力系統(tǒng)中充分揮使用價值，但新能源企業(yè)主要負責出資，建設和運行都由電網(wǎng)公司主導，新能源企業(yè)缺乏自主性，因此推進難度較大。

作者：陳儀方 來源：南方能源觀察 責任編輯：jianping