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西北地区是我国重要的新能源基地，也是重要的清洁能源外送基地。2023年，我国新能源发电量为1.47万亿千瓦时，其中近五分之一来自西北。因新能源发电受自然条件的影响较大，其波动性和间歇性特点将给电网消纳及稳定供电带来挑战。当前，大规模部署具有灵活调节能力的储能系统，已成为平抑新能源发电波动性的有效解决方案之一。
截至2023年年底，西北电网储能装机容量达1079万千瓦，已投产抽水蓄能电站容量30万千瓦、电化学储能容量1049万千瓦。其中，电网侧储能为386万千瓦，电源侧储能为693万千瓦。全网储能最大充电电力947万千瓦、最大顶峰电力748万千瓦，为西北电网新能源消纳及电力保供作出了显著贡献。
储能盈利模式尚不明确
虽然储能前景长期向好，但西北地区储能的发展仍面临利用率不足、成本疏导不畅、商业模式不明、市场化程度低等困难。
对于发电侧储能而言，首先面临的问题是“建而不用”。从技术角度看，目前新能源配储的消纳能力有限，在大风季节或午间光伏大发时段仍有弃电现象，小时级的电化学储能作用有限。在持续的大风天气中，新型储能会在几小时内迅速充满，一旦超出额定功率或容量上限，储能设备将无法继续储电。此外，在连续的大风天里，储存的电能可能没有机会向电网释放。
其次，从电网调用角度看，新能源配储的调用频率目前并不高。根据中国电力企业联合会的调研，新能源侧储能配置时长为1.6小时，低于电网侧储能的2.3小时和用户侧储能的5.3小时。这是由于新能源被强制要求自建储能，但单一新能源场站的弃电量有限，导致储能调用机会较少。
在这种情况下，高昂的建设成本与有限的盈利空间之间存在结构性矛盾。新能源倾向选择自建成本较低的储能设置，这无法保证储能安全性，导致储能非计划停运现象严重。据相关企业测算，按照10万千瓦项目配置10%/2小时储能系统的要求，电站端成本将增加不少于0.3元/瓦，在此基础上，每增加10%的储能比例，电站成本将增加约0.3元/瓦。
对于电网侧储能而言，其主要收入来源包括调峰收益、调频收益和容量租赁收益等。在调峰收益部分，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》明确指出，电力现货市场将与调峰市场融合，电力现货市场运行的区域，调峰市场不再运行，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。由于调峰辅助补偿是目前储能收入主要来源之一，补偿标准下降将给储能行业发展带来较大影响，且调峰收益受调度次数和调峰电价影响，随着储能电站数量快速增加，调度次数和调峰电价均可能有所下降，导致储能面临经济收益能力不足的风险。
在调峰和调频收益减少的背景下，租赁收益是储能最具发展空间的盈利渠道。然而，储能容量租赁方面缺少关于价格、租赁期限的政策指导，需靠供求双方磋商谈判。随着成本下降，租赁费用也存在不断降低和停签协议的风险。因此，租赁价格波动较大，市场缺乏统一标准，租赁期限较短，难以确保长期收益。以宁夏为例，储能仍主要通过参与调峰、顶峰辅助服务市场获取收益，租赁市场仅处于探索阶段。经初步测算，2022年投产的储能电站若要收回建设运营成本，需在年充放电次数250次的情况下，通过调峰、顶峰辅助服务市场，以每年300万元/万千瓦完成全容量租赁。但是，宁夏目前尚未出台储能的租赁标准，储能容量租赁的收益难以保证。
此外，西北用户侧储能的套利空间有限。以2023年10月全国代理购电峰谷价差为例，全国有17个省份峰谷价差超过0.7元/千瓦时，而西北地区省份均低于0.7元/千瓦时，价差仍无法支撑储能获利。此外，相比国外峰谷价差（最高可达10:1左右），国内峰谷电价价差仍有扩大空间。
除新型储能外，当前西北地区积极规划抽蓄与光热的投运，为电网提供灵活调节能力。然而，抽蓄与光热的度电成本显著高于新型储能，其中西北地区超过90%的抽水蓄能项目的单位造价超过7000元/千瓦，明显高于华北、华东等区域；而光热发电的成本远超燃煤基准电价，目前仍需要依赖风光热一体化项目中的其余新能源弥补高额成本。
从政策驱动到市场驱动
短期内西北储能发展仍处于商业化初期阶段，需要国家和地方共同发力逐步完善政策标准与建立补偿机制。
一是在电源侧，科学配置新能源配储的比例与补偿方式，解决新能源配储“建而不用”的问题。
针对尚不具备配储经济性优势的新能源，适当放宽配储标准；对于配套建设使用储能或以共享模式落实储能的新能源发电项目，结合储能技术水平和系统效益，可在保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面优先考虑，降低储能的盈利压力；合理制定新能源配储标准与比例。
二是在电网侧建立区分增量与存量储能的调峰补偿机制以及分级容量补偿机制，解决租赁价格持续下降以及现有调峰政策延续性不足的问题。
通过稳定存量储能项目的调峰补偿标准保障已投运项目的成本回收能力、科学研判增量储能项目补偿标准以释放合理引导未来储能投运规模的政策信号，弥补新旧补偿标准之间的裂隙，实现跨时政策的有效衔接并增强补偿标准更迭的稳定性。
三是在需求侧进一步拉大用户侧峰谷分时电价价差。
尽快推动尚未建立尖峰电价机制的省份核定尖峰时段与系数，各省合理估计本省刚性负荷与弹性负荷比例，在拉大价差的同时，合理估计峰谷分时价差上限，引导用户侧储能设施等灵活性资源参与削峰填谷。
远期要推动各类型储能参与电力市场，逐步由政策驱动转变成市场驱动。
一是推动各类型储能参与电力市场。
现货方面，在西北地区现货市场建立后，建议尽快确立储能参与方式，激励储能通过现货峰谷价差套利回收成本；辅助服务方面，建议丰富调频、备用等储能辅助服务品种，实现储能收益多元化；容量市场方面，建议研究形成储能分级可信容量核定方案，根据储能顶峰能力核定有效容量，并对早期建设的储能实现合理补偿倾斜，还原储能真实容量价值。此外，应加快健全市场化运行背景下的抽水蓄能电站容量电费定价与成本分摊方法，形成光热电站非全额覆盖的容量补偿方案，以竞争性收益促进行业发展，以保障性收益激励储能投运。
二是鼓励创新与推广储能商业模式。
积极推广发电侧、电网侧与用户侧的共享储能模式。鼓励新能源电站以自建、共建、租用等形式配置储能，积极开展共享储能、云储能等创新商业模式的应用示范，发挥储能“一体多用、分时复用”功能。
三是借助储能增强省间互济，拓宽储能收益空间。
储能与跨省跨区交易的结合，可以为西北地区乃至全国的储能产业发展开辟新的道路。通过政策引导、市场机制创新和跨区域合作，不仅可以有效解决储能设施初期的经济障碍，还能充分发挥储能技术在电力系统中的调节作用，促进新能源的高效利用和电力市场的健康发展。
通过上述方式，可以有效应对西北地区储能面临的多重挑战，包括储能投资方因成本和收益不明确而建设动力不足的问题。通过“短期靠政策，长期靠市场”促进储能产业的持续健康发展，为西北地区新能源消纳水平提升与新型电力系统建设提供有力支撑。
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