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开创西北电网侧集中式共享储能应用新格局总结

核心内容概述

本文档分析了西北地区电网侧集中式共享储能项目的现状、市场前景、盈利模式及面临的挑战，提出了相应的对策，旨在推动储能技术在西北地区的规模化、集约化发展，提升新能源消纳能力，优化电力系统运行。

主要观点

1. 西北院简介
   中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司（西北院）成立于1956年，是大型国有企业，具备多项甲级资质，专注于能源规划、设计、工程总承包等领域，在新能源和储能领域有较强的技术实力和市场影响力。

2. 储能项目现状

   • 西北地区已启动多个储能项目，包括甘肃瓜州莫高、敦煌储能电站、张掖民乐共享储能电站、甘州区共享储能电站，以及格尔木储能电站。
   • 项目多数处于待开工或施工阶段，部分已进入并网运行阶段。

3. 西北储能市场前景

   • 西北五省区（甘肃、青海、陕西、宁夏、新疆）储能规模预测到2025年将达2525万千瓦（2920万千瓦），其中陕西省、甘肃省、青海省、宁夏和新疆均有明确的储能发展计划。
   • 各省政策鼓励集中式储能建设，以提升电力系统调节能力和新能源消纳水平。

4. 盈利模式分析（甘肃、青海）

   • 调峰收益：甘肃和青海均设有调峰辅助服务市场，甘肃调峰单价为0.5元/kWh，青海调峰单价为0.7元/kWh，储能电站可通过参与调峰市场获得收益。
   • 调频收益：甘肃和青海均支持储能电站参与调频辅助服务市场，青海调频里程报价上限为12/MW。
   • 租赁收益：目前尚无明确政策支持，但其他省份如河南有相关补贴政策，为储能提供了潜在收益来源。

5. 经济评价

   • 青海省储能项目收益模式多样，包括调峰收益、调频收益及租金收益，其中调峰单价提升至0.7元/kWh后，全投资IRR可达11.70%，资本金IRR可达30.25%。
   • 甘肃布隆吉储能电站2021年实现调峰收益3000万元，调频收益3451万元，合计收益达7614万元。

关键信息

西北五省区储能规模预测

甘肃省政策

• 鼓励在建风光电项目按河西五市配置10%-20%储能设施，其他地区配置5%-10%。
• 新能源项目必须与储能同时投运。

青海省政策

• 推行“四个统一”模式：统一规划、统一建设、统一调度、统一运营。
• 对“新能源+储能”项目给予每千瓦时0.10元的运营补贴，若使用本省产储能电池60%以上，额外增加0.05元补贴。
• 2022年启动1GW级共享储能电站建设，单站规模200MW，储能时长4小时。

新疆政策

• 鼓励建设4小时以上时长的储能项目，允许配建4倍规模的风电光伏发电项目。
• 对新能源项目给予电价支持，以市场均价为基础，当实际交易电价低于市场均价时，按价差给予支持。

宁夏政策

• 在吴忠、中卫、宁东基地开展新型储能试点，单个项目规模不超过100MW/200MWh。
• 给予试点项目0.8元/kWh的调峰服务补偿价格，要求在2022年12月31日前建成并网。

面临的问题

1. 政策不完善：储能参与电力服务的公允价值和盈利机制尚未成熟，市场化交易细则缺乏。
2. 成本高：电化学储能成本仍较高，导致项目IRR偏低，影响投资积极性。
3. 技术与标准不足：大容量储能电站（如500MW/1GWh）在工程设计方面存在诸多挑战，缺乏统一的行业和设计标准。

对策建议

1. 加强政策研究与规划：结合各省资源禀赋和电力系统特点，制定科学的储能发展路径，明确各省储能需求。
2. 推动市场化交易机制建设：完善电力辅助服务市场规则，探索多种盈利模式，提升储能项目经济性。
3. 推广集中式共享储能模式：以电网为纽带，实现源网荷各端储能资源的优化配置，提升电力系统整体运行效率。
4. 加强大容量储能技术研究：针对吉瓦级储能电站，研究系统方案、降低站用电率、提升系统效率，解决消防和EMS等关键问题。

结论

西北地区电网侧集中式共享储能项目具有广阔的发展前景，通过政策支持、市场机制建设和技术创新，有望实现储能资源的高效利用和新能源的深度消纳。未来，随着辅助服务市场的完善和共享模式的推广，西北电网侧储能将迎来新的发展机遇。