中國儲能網(wǎng)訊：西北地區(qū)是我國重要的新能源基地，也是重要的清潔能源外送基地。2023年，我國新能源發(fā)電量為1.47萬億千瓦時，其中近五分之一來自西北。因新能源發(fā)電受自然條件的影響較大，其波動性和間歇性特點(diǎn)將給電網(wǎng)消納及穩(wěn)定供電帶來挑戰(zhàn)。當(dāng)前，大規(guī)模部署具有靈活調(diào)節(jié)能力的儲能系統(tǒng)，已成為平抑新能源發(fā)電波動性的有效解決方案之一。
截至2023年年底，西北電網(wǎng)儲能裝機(jī)容量達(dá)1079萬千瓦，已投產(chǎn)抽水蓄能電站容量30萬千瓦、電化學(xué)儲能容量1049萬千瓦。其中，電網(wǎng)側(cè)儲能為386萬千瓦，電源側(cè)儲能為693萬千瓦。全網(wǎng)儲能最大充電電力947萬千瓦、最大頂峰電力748萬千瓦，為西北電網(wǎng)新能源消納及電力保供作出了顯著貢獻(xiàn)。
儲能盈利模式尚不明確
雖然儲能前景長期向好，但西北地區(qū)儲能的發(fā)展仍面臨利用率不足、成本疏導(dǎo)不暢、商業(yè)模式不明、市場化程度低等困難。
對于發(fā)電側(cè)儲能而言，首先面臨的問題是“建而不用”。從技術(shù)角度看，目前新能源配儲的消納能力有限，在大風(fēng)季節(jié)或午間光伏大發(fā)時段仍有棄電現(xiàn)象，小時級的電化學(xué)儲能作用有限。在持續(xù)的大風(fēng)天氣中，新型儲能會在幾小時內(nèi)迅速充滿，一旦超出額定功率或容量上限，儲能設(shè)備將無法繼續(xù)儲電。此外，在連續(xù)的大風(fēng)天里，儲存的電能可能沒有機(jī)會向電網(wǎng)釋放。
其次，從電網(wǎng)調(diào)用角度看，新能源配儲的調(diào)用頻率目前并不高。根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會的調(diào)研，新能源側(cè)儲能配置時長為1.6小時，低于電網(wǎng)側(cè)儲能的2.3小時和用戶側(cè)儲能的5.3小時。這是由于新能源被強(qiáng)制要求自建儲能，但單一新能源場站的棄電量有限，導(dǎo)致儲能調(diào)用機(jī)會較少。
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能設(shè)置，這無法保證儲能安全性，導(dǎo)致儲能非計劃停運(yùn)現(xiàn)象嚴(yán)重。據(jù)相關(guān)企業(yè)測算，按照10萬千瓦項(xiàng)目配置10%/2小時儲能系統(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%的儲能比例，電站成本將增加約0.3元/瓦。
對于電網(wǎng)側(cè)儲能而言，其主要收入來源包括調(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，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)的《關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機(jī)制的通知》明確指出，電力現(xiàn)貨市場將與調(diào)峰市場融合，電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行的區(qū)域，調(diào)峰市場不再運(yùn)行，調(diào)峰服務(wù)價格上限原則上不高于當(dāng)?shù)仄絻r新能源項(xiàng)目的上網(wǎng)電價。由于調(diào)峰輔助補(bǔ)償是目前儲能收入主要來源之一，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)下降將給儲能行業(yè)發(fā)展帶來較大影響，且調(diào)峰收益受調(diào)度次數(shù)和調(diào)峰電價影響，隨著儲能電站數(shù)量快速增加，調(diào)度次數(shù)和調(diào)峰電價均可能有所下降，導(dǎo)致儲能面臨經(jīng)濟(jì)收益能力不足的風(fēng)險。
在調(diào)峰和調(diào)頻收益減少的背景下，租賃收益是儲能最具發(fā)展空間的盈利渠道。然而，儲能容量租賃方面缺少關(guān)于價格、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。因此，租賃價格波動較大，市場缺乏統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，租賃期限較短，難以確保長期收益。以寧夏為例，儲能仍主要通過參與調(diào)峰、頂峰輔助服務(wù)市場獲取收益，租賃市場僅處于探索階段。經(jīng)初步測算，2022年投產(chǎn)的儲能電站若要收回建設(shè)運(yùn)營成本，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，以每年300萬元/萬千瓦完成全容量租賃。但是，寧夏目前尚未出臺儲能的租賃標(biāo)準(zhǔn)，儲能容量租賃的收益難以保證。
此外，西北用戶側(cè)儲能的套利空間有限。以2023年10月全國代理購電峰谷價差為例，全國有17個省份峰谷價差超過0.7元/千瓦時，而西北地區(qū)省份均低于0.7元/千瓦時，價差仍無法支撐儲能獲利。此外，相比國外峰谷價差（最高可達(dá)10:1左右），國內(nèi)峰谷電價價差仍有擴(kuò)大空間。
除新型儲能外，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能，其中西北地區(qū)超過90%的抽水蓄能項(xiàng)目的單位造價超過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，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)動到市場驅(qū)動
短期內(nèi)西北儲能發(fā)展仍處于商業(yè)化初期階段，需要國家和地方共同發(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)配置新能源配儲的比例與補(bǔ)償方式，解決新能源配儲“建而不用”的問題。針對尚不具備配儲經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢的新能源，適當(dāng)放寬配儲標(biāo)準(zhǔn)；對于配套建設(shè)使用儲能或以共享模式落實(shí)儲能的新能源發(fā)電項(xiàng)目，結(jié)合儲能技術(shù)水平和系統(tǒng)效益，可在保障利用小時數(shù)、電力服務(wù)補(bǔ)償考核等方面優(yōu)先考慮，降低儲能的盈利壓力；合理制定新能源配儲標(biāo)準(zhǔn)與比例。
二是在電網(wǎng)側(cè)建立區(qū)分增量與存量儲能的調(diào)峰補(bǔ)償機(jī)制以及分級容量補(bǔ)償機(jī)制，解決租賃價格持續(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)定存量儲能項(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)研判增量儲能項(xiàng)目補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)以釋放合理引導(dǎo)未來儲能投運(yùn)規(guī)模的政策信號，彌補(bǔ)新舊補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)之間的裂隙，實(shí)現(xiàn)跨時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)峰谷分時電價價差。盡快推動尚未建立尖峰電價機(jī)制的省份核定尖峰時段與系數(shù)，各省合理估計本省剛性負(fù)荷與彈性負(fù)荷比例，在拉大價差的同時，合理估計峰谷分時價差上限，引導(dǎo)用戶側(cè)儲能設(shè)施等靈活性資源參與削峰填谷。
遠(yuǎn)期要推動各類型儲能參與電力市場，逐步由政策驅(qū)動轉(zhuǎn)變成市場驅(qū)動。
一是推動各類型儲能參與電力市場?，F(xiàn)貨方面，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；輔助服務(wù)方面，建議豐富調(diào)頻、備用等儲能輔助服務(wù)品種，實(shí)現(xiàn)儲能收益多元化；容量市場方面，建議研究形成儲能分級可信容量核定方案，根據(jù)儲能頂峰能力核定有效容量，并對早期建設(shè)的儲能實(shí)現(xiàn)合理補(bǔ)償傾斜，還原儲能真實(shí)容量價值。此外，應(yīng)加快健全市場化運(yùn)行背景下的抽水蓄能電站容量電費(fèi)定價與成本分?jǐn)偡椒?，形成光熱電站非全額覆蓋的容量補(bǔ)償方案，以競爭性收益促進(jìn)行業(yè)發(fā)展，以保障性收益激勵儲能投運(yùn)。
二是鼓勵創(chuàng)新與推廣儲能商業(yè)模式。積極推廣發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)與用戶側(cè)的共享儲能模式。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(yīng)用示范，發(fā)揮儲能“一體多用、分時復(fù)用”功能。
三是借助儲能增強(qiáng)省間互濟(jì)，拓寬儲能收益空間。儲能與跨省跨區(qū)交易的結(jié)合，可以為西北地區(qū)乃至全國的儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展開辟新的道路。通過政策引導(dǎo)、市場機(jī)制創(chuàng)新和跨區(qū)域合作，不僅可以有效解決儲能設(shè)施初期的經(jīng)濟(jì)障礙，還能充分發(fā)揮儲能技術(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的健康發(fā)展。
通過上述方式，可以有效應(yīng)對西北地區(qū)儲能面臨的多重挑戰(zhàn)，包括儲能投資方因成本和收益不明確而建設(shè)動力不足的問題。通過“短期靠政策，長期靠市場”促進(jìn)儲能產(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。
（于立東供職于中國能源研究會雙碳產(chǎn)業(yè)合作分會、陳藝昕供職于自然資源保護(hù)協(xié)會、丁濤供職于西安交通大學(xué)。編輯：趙卉寒）
