“強烈看好”，當被問及如何看待西北地區新型儲能的發展前景時，一位多年在西北從事儲能行業的專家這樣回答。
我國沙漠、戈壁、荒漠地區主要分布在新疆維吾爾自治區、青海省、甘肅省、寧夏回族自治區、陜西，以及橫跨“三北”地區的內蒙古自治區，風能太陽能資源富集，技術可開發量占全國比重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，新型儲能的發展也吸引了眾多目光。
(資料圖片)
從投運數據看，西北地區儲能規模正在迅速膨脹，但從利用情況看，儲能電站“建而不用”仍然普遍。多名業內專家表示，新型儲能的發展需要系統層面的優化，切忌盲目開發，要遵從電力系統發展的規劃，科學確定新型儲能開發規模、布局、時序和利用率目標，從而更好地滿足電力系統的需求。
規模翻倍，再翻倍
西北各省區儲能裝機數據正在不斷刷新。據國網寧夏電力公司披露，2023年2月，寧夏電網側儲能并網容量達到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，寧夏儲能規模將達到152萬千瓦/304萬千瓦時。
有業內人士感慨，“寧夏2022年初還默默無聞，年底集中發力成了全國第一”。據了解，雖然相當多地區都出臺了強制配儲政策，但一些地方并沒有嚴格執行未配置儲能不得并網的規定，寧夏則嚴格執行了新能源配儲的規定，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。
甘肅省能源監管辦4月發布消息，截至2023年3月底，甘肅已建成投運新型儲能項目35個，裝機總規模61.5萬千瓦/132.3萬千瓦時。到5月，國網甘肅省電力公司就刷新了這一數據，宣布甘肅電網儲能并網容量在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，一期建設規模為150兆瓦/300兆瓦時，是目前全國并網電壓等級最高的儲能電站。
《2022年度電化學儲能電站行業統計數據》顯示，2022年，新增投運的電化學儲能電站分布在24個?。ㄊ?、自治區），排名前十的?。ㄊ?、自治區）依次是：寧夏、山東、內蒙古、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、內蒙古、河北、新疆、遼寧、甘肅、青海、浙江8個?。ㄊ?、自治區）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，陜西省延安市發展改革委發布了《關于競爭優選陜湖一期配套共享新型儲能示范項目投資運營企業的公告》，規劃建設5座新型儲能電站，初期規模260MW/520MWh，遠期規模500MW/1000MWh。
西北各省新型儲能的發展目標在全國處于較高水平，甘肅、青海兩省都提出到2025年新型儲能裝機規模達到600萬千瓦，寧夏的目標是500萬千瓦。這意味著，與現有規模相比，這些地區要在未來三年實現5到10倍甚至更大規模的增長。
西北五省及內蒙古儲能發展概況（單位：萬千瓦）
消納與送出焦慮
儲能高速增長的背后是新能源的大發展，增加靈活調節資源是包括西北地區在內的新能源高占比地區共同的需求。
目前，國家發展改革委、國家能源局已經印發三批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地建設項目清單，首批規模約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，儲能系統在新能源調峰和消納方面會發揮比較大的作用，“現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、大規模新能源電力外送對系統穩定性的影響等都是蒙西電網建設新型電力系統面臨的挑戰。
據她介紹，2021年內蒙古電網風機出力小于15%連續運行最長達95小時，小于10%連續運行達50小時，小于5%連續運行達24小時，日內波動可通過儲能解決。
國網青海省電力公司清潔能源發展研究院新能源產業發展研究中心副主任楊立濱表示，青海電網整體對外聯絡能力以及對外支撐的能力偏弱，是一個相對獨立的電網形態。青海省新能源消納及直流外送問題突出，儲能的發展和應用是必要的解決手段。
根據他分享的研究成果，青?！笆奈濉蹦┬履茉囱b機將達到6363萬千瓦，新能源大規模并網導致電力系統調峰問題突出，為保證新能源消納和電力系統安全穩定運行，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”。
西北五省及內蒙古新能源裝機數據（單位：萬千瓦）
實際上，隨著新能源消納壓力的增長，西北區域對電化學儲能連續充放電時長要求也在提高。例如，新疆最新的政策規定是，單個共享儲能電站項目規模不小于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，目前西北電網中沒有投運的抽水蓄能電站，但據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，如何充分發揮儲能電站的作用成為重要挑戰。盡管新能源大省普遍表現出對于儲能以及各類靈活性調節資源的強烈需求，但儲能設施“建而不用”的情況比較普遍，儲能沒有發揮預期的調節作用，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，例如現階段只要求按新能源發電5%配置儲能，后續再逐步提高要求，以減輕新能源企業投資儲能的壓力。
中電聯發布的《2022年度電化學儲能電站行業統計數據》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，業主盡可能壓低投資成本，許多業內人士都直言“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定，給予試點項目調峰補償，全生命周期內充放電前600次在輔助服務市場中不考慮價格排序，優先調用。2023年5月，新疆發展改革委印發《關于建立健全支持新型儲能健康有序發展配套政策的通知》，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不低于100次。
甘肅省主要通過電力市場為儲能電站創造應用空間。根據目前的市場規則，甘肅新型儲能電站可以參與現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量較少，調頻收益可觀。2022年，甘肅將新型儲能參與現貨寫入規則，布隆吉電站目前已參與到電力現貨市場中。
據eo了解，在有現貨市場運行的省區如甘肅、廣東等，不少電力行業從業者都認為，參與電力市場才是發揮儲能價值并實現合理回報的最終方式。目前，西北各省區電力現貨市場均在建設之中。甘肅作為首批電力現貨市場試點省份之一，已進入現貨連續長周期運行階段。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年陸續推動模擬試運行或調電試運行。未來儲能有望在更多省區中參與現貨市場價格套利。
青海則設計了一條獨有的路線。2022年國網青海省電力公司提出了“四個統一”儲能建設工作方案，即統一規劃、統一建設、統一調度、統一運營，由新能源企業出資，省電力公司代建并統一調度管理。
楊立濱在會上介紹，統一規劃打破了新能源傳統就地配儲的模式，結合電力系統需求做整體布局，統一調度模式下，電網統一調配全網調峰資源，從全局最優角度出發，實現儲能的有序充放，可以提升資源利用效率。此外，統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，這是國網青海省電力公司推進青海電化學儲能“四個統一”規劃建設的首個項目。不過，據eo了解，“四個統一”發展模式推進并不順利，新能源企業參與意愿不高。
有西北區域儲能從業者表示，“四個統一”有助于儲能在電力系統中充分揮使用價值，但新能源企業主要負責出資，建設和運行都由電網公司主導，新能源企業缺乏自主性，因此推進難度較大。
（圖片來源：veer圖庫）
標簽：
