西北地區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。因新能源發電受自然條件的影響較大，其波動性和間歇性特點將給電網消納及穩定供電帶來挑戰。當前，大規模部署具有靈活調節能力的儲能系統，已成為平抑新能源發電波動性的有效解決方案之一。

截至2023年年底，西北電網儲能裝機容量達1079萬千瓦，已投產抽水蓄能電站容量30萬千瓦、電化學儲能容量1049萬千瓦。其中，電網側儲能為386萬千瓦，電源側儲能為693萬千瓦。全網儲能最大充電電力947萬千瓦、最大頂峰電力748萬千瓦，為西北電網新能源消納及電力保供作出了顯著貢獻。

儲能盈利模式尚不明確

雖然儲能前景長期向好，但西北地區儲能的發展仍面臨利用率不足、成本疏導不暢、商業模式不明、市場化程度低等困難。

對于發電側儲能而言，首先面臨的問題是“建而不用”。從技術角度看，目前新能源配儲的消納能力有限，在大風季節或午間光伏大發時段仍有棄電現象，小時級的電化學儲能作用有限。在持續的大風天氣中，新型儲能會在幾小時內迅速充滿，一旦超出額定功率或容量上限，儲能設備將無法繼續儲電。此外，在連續的大風天里，儲存的電能可能沒有機會向電網釋放。

其次，從電網調用角度看，新能源配儲的調用頻率目前并不高。根據中國電力企業聯合會的調研，新能源側儲能配置時長為1.6小時，低于電網側儲能的2.3小時和用戶側儲能的5.3小時。這是由于新能源被強制要求自建儲能，但單一新能源場站的棄電量有限，導致儲能調用機會較少。

在這種情況下，高昂的建設成本與有限的盈利空間之間存在結構性矛盾。新能源傾向選擇自建成本較低的儲能設置，這無法保證儲能安全性，導致儲能非計劃停運現象嚴重。據相關企業測算，按照10萬千瓦項目配置10%/2小時儲能系統的要求，電站端成本將增加不少于0.3元/瓦，在此基礎上，每增加10%的儲能比例，電站成本將增加約0.3元/瓦。

對于電網側儲能而言，其主要收入來源包括調峰收益、調頻收益和容量租賃收益等。在調峰收益部分，國家發展改革委、國家能源局聯合印發的《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》明確指出，電力現貨市場將與調峰市場融合，電力現貨市場運行的區域，調峰市場不再運行，調峰服務價格上限原則上不高于當地平價新能源項目的上網電價。由于調峰輔助補償是目前儲能收入主要來源之一，補償標準下降將給儲能行業發展帶來較大影響，且調峰收益受調度次數和調峰電價影響，隨著儲能電站數量快速增加，調度次數和調峰電價均可能有所下降，導致儲能面臨經濟收益能力不足的風險。

在調峰和調頻收益減少的背景下，租賃收益是儲能最具發展空間的盈利渠道。然而，儲能容量租賃方面缺少關于價格、租賃期限的政策指導，需靠供求雙方磋商談判。隨著成本下降，租賃費用也存在不斷降低和停簽協議的風險。因此，租賃價格波動較大，市場缺乏統一標準，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峰、頂峰輔助服務市場獲取收益，租賃市場僅處于探索階段。經初步測算，2022年投產的儲能電站若要收回建設運營成本，需在年充放電次數250次的情況下，通過調峰、頂峰輔助服務市場，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準，儲能容量租賃的收益難以保證。

此外，西北用戶側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10:1左右），國內峰谷電價價差仍有擴大空間。

除新型儲能外，當前西北地區積極規劃抽蓄與光熱的投運，為電網提供靈活調節能力。然而，抽蓄與光熱的度電成本顯著高于新型儲能，其中西北地區超過90%的抽水蓄能項目的單位造價超過7000元/千瓦，明顯高于華北、華東等區域；而光熱發電的成本遠超燃煤基準電價，目前仍需要依賴風光熱一體化項目中的其余新能源彌補高額成本。

從政策驅動到市場驅動

短期內西北儲能發展仍處于商業化初期階段，需要國家和地方共同發力逐步完善政策標準與建立補償機制。

一是在電源側，科學配置新能源配儲的比例與補償方式，解決新能源配儲“建而不用”的問題。

針對尚不具備配儲經濟性優勢的新能源，適當放寬配儲標準；對于配套建設使用儲能或以共享模式落實儲能的新能源發電項目，結合儲能技術水平和系統效益，可在保障利用小時數、電力服務補償考核等方面優先考慮，降低儲能的盈利壓力；合理制定新能源配儲標準與比例。

二是在電網側建立區分增量與存量儲能的調峰補償機制以及分級容量補償機制，解決租賃價格持續下降以及現有調峰政策延續性不足的問題。

通過穩定存量儲能項目的調峰補償標準保障已投運項目的成本回收能力、科學研判增量儲能項目補償標準以釋放合理引導未來儲能投運規模的政策信號，彌補新舊補償標準之間的裂隙，實現跨時政策的有效銜接并增強補償標準更迭的穩定性。

三是在需求側進一步拉大用戶側峰谷分時電價價差。

盡快推動尚未建立尖峰電價機制的省份核定尖峰時段與系數，各省合理估計本省剛性負荷與彈性負荷比例，在拉大價差的同時，合理估計峰谷分時價差上限，引導用戶側儲能設施等靈活性資源參與削峰填谷。

遠期要推動各類型儲能參與電力市場，逐步由政策驅動轉變成市場驅動。

一是推動各類型儲能參與電力市場。

現貨方面，在西北地區現貨市場建立后，建議盡快確立儲能參與方式，激勵儲能通過現貨峰谷價差套利回收成本；輔助服務方面，建議豐富調頻、備用等儲能輔助服務品種，實現儲能收益多元化；容量市場方面，建議研究形成儲能分級可信容量核定方案，根據儲能頂峰能力核定有效容量，并對早期建設的儲能實現合理補償傾斜，還原儲能真實容量價值。此外，應加快健全市場化運行背景下的抽水蓄能電站容量電費定價與成本分攤方法，形成光熱電站非全額覆蓋的容量補償方案，以競爭性收益促進行業發展，以保障性收益激勵儲能投運。

二是鼓勵創新與推廣儲能商業模式。

積極推廣發電側、電網側與用戶側的共享儲能模式。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、云儲能等創新商業模式的應用示范，發揮儲能“一體多用、分時復用”功能。

三是借助儲能增強省間互濟，拓寬儲能收益空間。

儲能與跨省跨區交易的結合，可以為西北地區乃至全國的儲能產業發展開辟新的道路。通過政策引導、市場機制創新和跨區域合作，不僅可以有效解決儲能設施初期的經濟障礙，還能充分發揮儲能技術在電力系統中的調節作用，促進新能源的高效利用和電力市場的健康發展。

通過上述方式，可以有效應對西北地區儲能面臨的多重挑戰，包括儲能投資方因成本和收益不明確而建設動力不足的問題。通過“短期靠政策，長期靠市場”促進儲能產業的持續健康發展，為西北地區新能源消納水平提升與新型電力系統建設提供有力支撐。