西北储能持续爆发式增长！

　　“双碳”目标下，中国逐步加快构建新型电力系统，风、光 等新能源已成为新增装机主体，发电量占比逐年提高，电力系统的物理形态和运行特征正在发生深刻变化。而新能源发电的不稳定性使得储能成为刚需。其中，得益于得天独厚的风、光资源，中国西北地区新型储能随着大型清洁能源基地的大力开发建设而高速发展，成为中国陆上新能源发电基地建设的主力军。

　　良好的政策环境是发展基础

　　西北地区源网侧储能市场的蓬勃发展离不开国家和当地政策的大力支持，多项政策的密集出台逐步构建了规划布局、并网运行、市场交易、电价机制等方面的储能政策体系，为推动新型储能发展创造了良好的政策环境。

　　2023年11月，西北监管局发布西北能监局发布《西北区域电力并网运行管理实施细则》、《西北区域电力辅助服务管理实施细则》，其中明确了对独立储能可参与的7种补偿。

　　并网管理细则中指出，发电厂并网运行管理考核分值折算为电费，每分对应金额均为1000元，全部用于辅助服务补偿。

　　辅助服务管理细则中明确，储能可参与一次调频服务补偿、自动有功控制(AGC)服务补偿、转动惯量补偿、有偿无功服务补偿、自动电压控制(AVC)补偿、黑启动服务补偿、稳控装置切负荷补偿。

　　2024年7月，国家能源局西北监管局公开征求《西北区域电力并网运行管理实施细则》《西北区域电力辅助服务管理实施细则》补充规则意见建议。补充规则主要优化一次调频过调节管理、优化新能源AGC管理、明确爬坡服务补偿管理与调频市场衔接要求、调整火电机组基本调峰下限、调整AVC补偿标准、完善通信管理考核、完善考核的基本要求、取消第一调频厂的AGC服务补偿的全网分摊、优化调试及退出商业运营主体的辅助服务分摊、明确涉网试验的考核方式、取消对现货市场的区别对待、优化新能源预测管理、完善新能源场站运行管理等。

　　2024年8月，甘肃省工信厅、甘肃能源监管办、甘肃省发展改革委、甘肃省能源局正式发布了《甘肃电力现货市场规则》，规则包括电力现货市场管理实施细则、运营实施细则、结算实施细则、信息披露实施细则、结算运营工作方案，规则自2024年9月1日起执行。

　　甘肃电力现货市场2024年9月5日开始正式运行，成为目前全国唯一一家用户“报量报价”参与的电力现货市场，也是全国第四个转入正式运行的电力现货市场，向整个市场释放出更积极的信号。

　　2024年11月15日，国家能源局西北监管局再次公开征求《西北区域灵活调节资源容量市场运营规则(试行)(征求意见稿)》意见建议。文件明确，市场经营主体包括独立储能电站和虚拟电厂等，其中独立储能电站参与调峰和顶峰容量交易申报上限为30元/MW·日。现阶段，市场主要开展调峰容量和顶峰容量的交易。

　　调峰容量交易：市场主体根据交易公告，每月申报下一交易周期的调峰容量和分档调峰价格。市场运营机构按季度为主、月度补充的方式组织调峰容量交易出清。申报价格区间根据不同类型的市场主体有所不同，例如独立储能电站的申报价格区间为(0,30]元/(MW•日)，虚拟电厂的申报价格区间为(0,20]元/(MW•日)。

　　顶峰容量交易：适用于正调峰，其出清容量需全额参与省内备用、需求侧响应等市场(如有)及西北区域备用市场。

　　2025年1月23日，新疆电力交易中心转发了自治区发展改革委关于征求《新疆电力市场售电公司信用评价实施方案(征求意见稿)》和《新疆独立储能容量租赁试点方案(征求意见稿)》意见的函。意见稿中指出，独立储能企业需满足规模不小于 5 万千瓦/20 万千瓦时(4 小时储能时长)，功率、时长等不低于新疆新能源电站需配建储能要求。原则上容量租赁市场根据需要按月开展，独立储能单次租赁期原则上不低于1个自然年。单次租赁期内，租赁功率、容量、价格不变。可出租容量为装机容量，暂不考虑容量衰减。新能源企业租赁的独立储能容量，在租赁期内等额抵扣政策要求的配建储能容量。独立储能企业通过容量租赁市场出租容量，储能容量运营权利依然归独立储能企业所有，不影响其全容量参与电能量、辅助服务等市场交易。独立储能企业已出租的容量不得重复出租。

　　显然，西北地区储能相关政策深化了储能的市场化机制，促进了新能源消纳和储能的应用，使得西北地区成为了大储采招和建设的主战场之一。

　　2024年西北地区采招落地规模位列全国第一

　　据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年，储能集采/框采落地规模达9.24GW/44.94GWh，容量占比25.08%。除了集采/框采，2024年新型储能项目类采招落地规模达51.81GW/134.24GWh，遍布30多个省市自治区，总成交金额达1427亿元。

　　就地区分析，西北和华北地区是新型储能发展的主力军，2024年，西北地区采招落地规模达15.4GW/48.77GWh，容量规模占全国项目类采招落地总规模的36.36%，规模位列全国第一，总中标金额超471.03亿元。华北地区储能定标规模达12.72GW/29.7GWh，容量占比22.14%，位居全国第二，总成交金额达339.1亿元。华东地区储能采招落地9.66GW/25.1GWh，容量占比18.71%，排在第三名，总成交金额达232.27亿元。

　　此外，华中地区定标规模4.68GW/10.51GWh，容量占比7.76%，总金额达92.42亿元。华南地区采招落地5.24GW/10.21GWh，容量占比7.61%，总成交金额达163.33亿元。西南地区定标规模2.46GW/5.61GWh，容量占比4.18%，总金额75.41亿元。东北地区采招落地1.65GW/4.34GWh，容量占比3.23%，总成交金额52.94亿元。

　　据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年，西北地区采招完成的项目中，主要为源网侧项目，其容量规模占比超过99%，用户侧采招落地项目仅占0.04%。究其原因，除了跟西北地区的能源结构息息相关，也与西北用户侧储能套利空间有限有一定的关系，以2024年12月全国代理购电峰谷价差为例，西北五省仅陕西在0.7元/kWh以上，其他省份均低于0.5元/kWh，价差无法支撑用户侧储能获利。

　　2024年，西北地区电源侧储能项目采招落地规模达5.63GW/19.26GWh，容量规模占西北地区总定标规模的39.48%，占全国电源侧总定标规模的61.65%，超过其他6个大区电源侧定标项目规模之和，可谓遥遥领先，中标总额达194.771亿元。

　　据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年，西北地区电网侧储能项目采招落地规模达9.75GW/29.5GWh，容量规模占西北地区总定标规模的60.48%，占全国电网侧总定标规模的30.13%，在全国电网侧采招落地规模中排第一，中标公示总金额达275.70亿元。

　　综合以上数据可以看出，2024年西北地区新型储能发展突飞猛进一路高歌，成了全国新型储能发展最快的地区。

　　仍有诸多发展难题亟待解决

　　尽管西北已成为全国储能发展最快的地区，仍不可避免存在诸多发展难题。

　　首先是西北地区峰谷差价较小，较难支撑储能获利。储能的核心问题仍是成本疏导问题。西北地区的风光资源丰富，有大量的风光电站需要储能服务，这是风光电站成本的一部分，西北地区对此支付能力比较强。但因储能主要靠峰谷差价盈利，西北地区峰谷差价较小，本地消纳并不占优势。

　　其次是西北五省区仅新疆明确储能容量租赁价格和期限。西北地区较为普遍的“新能源+储能”项目通过容量租赁的商业模式，不仅可以提高储能的利用效率，还能够为双方提供稳定的收益保障。根据国网西北分部数据，2023年容量租赁区间单价为230元/千瓦·年—280元/千瓦·年，租赁时长则在6个月到3年不等。西北五省区中，仅有新疆明确储能容量租赁价格和期限，其余省区的标准有待明确。

　　其三是调峰辅助服务市场门槛不低，分布式储能难达市场准入。对比西北五省区新型储能参与调峰辅助服务市场的规定，入市门槛不小于1万千瓦/2万千瓦时或者0.5万千瓦/1万千瓦时，而单独调控模式下将极大提升电网调度或市场出清的复杂度，难以直接为电网提供调峰、调频等辅助服务。因此，目前分布式储能难以达到各类市场的准入门槛，无法入市。因此，目前亟须拓展分布式储能入市渠道，通过大规模分散小微主体聚合，充分挖掘分布式储能调峰潜力。

　　对于西北地区储能的整体发展，有业内专家建议：一是加强政策引导与支持，降低投资成本，提高项目盈利能力，同时建立健全储能项目的市场化交易机制;二是优化产业布局与资源配置;三是积极开展新型储能技术示范项目，验证可行性，积累运行经验，探索储能电站与电网互动技术与模式;四是加强储能电站安全管理和标准制定。

　　显然，从长期来看，西北地区应推动储能通过参与电能量、辅助服务、容量等市场，形成多维度收益结构，同时增加储能参与跨省区交易的自由度，在拓宽储能收益空间的同时，借助储能增强省间互济能力。

　　2025年，西北储能仍将高速增长

　　国家电网有限公司西北分部数据显示，西北电网2024年新增发电装机1.06亿千瓦，同比增长24%，接近“十四五”前三年新增发电装机总和。目前，西北电网发电装机总量达5.5亿千瓦。在2024年西北电网新增发电装机中，新能源发电装机占比超80%，达8467万千瓦，约占国家电网经营区年度新增发电装机的三分之一。

　　2025年，西北电网发电装机仍将进一步增长，预计新增发电装机1.59亿千瓦，其中，新增新能源发电装机容量将首次突破1亿千瓦，达1.15亿千瓦。预计“十四五”末，西北电网总发电装机将突破7亿千瓦，装机规模较“十三五”末翻一番，将为建设西北新型电力系统先行示范区奠定坚实基础。

　　在这个基础之上，西北地区得益于政策支持、资源优势和市场需求，在储能领域的发展前景在2025年预计将呈现积极态势。

　　在政策支持方面，中国大力推动可再生能源和储能技术发展，西北地区作为风能、太阳能资源丰富的区域，将受益于“十四五”规划等政策，推动储能项目落地。西北各省区也出台了相应政策，鼓励储能项目建设，促进可再生能源消纳和电网稳定。

　　在资源优势方面，西北地区风能、太阳能资源充足，储能技术可有效解决其间歇性问题，提升能源利用效率。而且西北地域广阔，非常适合建设大规模储能设施。

　　在市场需求方面，随着可再生能源比例上升，电网调峰压力增大，储能技术将在调峰、调频中发挥关键作用。同时可提升电网稳定性，减少波动，增强供电可靠性。

　　在技术进步方面，随着技术进步和规模化生产，储能成本持续下降，经济性提升，推动更多项目落地。除锂电池外，液流电池、钠离子电池等技术也在发展，这也为西北储能发展提供了更多选择。

　　在挑战与风险方面，尽管近两年来储能成本大幅下降，大规模储能项目仍需要大量资金，投资成本高、投资回报周期较长，一些储能技术尚未完全成熟，需进一步研发和验证，并且政策执行的不确定性可能影响项目进展，需密切关注政策变化。

　　随着储能产业链将逐步完善，涵盖设备制造、系统集成、运营维护等环节，形成完整生态。西北地区储能发展前景乐观，政策支持、资源优势和市场需求将推动其成为全国储能发展的重要区域，预计2025年全年西北储能市场规模仍将保持高速增长。