隨著部分政策優良地區電化學儲能配合火電機組參與電力輔助服務市場的逐漸飽和，年初以來，傳統的發電側儲能發展步伐有所放緩。原本在這一領域發展較快的山西、內蒙古、山東等省份的市場需求趨于疲軟。但是發電側儲能發展的步伐并沒有就此止步，而是以另一種形式轉移到廣闊的西北地區。

“光伏+”儲能規模應用排頭兵

8月9日，作為《新疆維吾爾自治區2019~2025年儲能規劃》的項目主持人──中國能源建設集團新疆電力設計院有限公司副總工程師林雪峰在于西安舉行的“第二屆全國發電側儲能技術與應用高層研討會”上說：“2018年，新疆風電發電量已經達到360.3億千瓦時，風電最大出力9610兆瓦；風電年均利用小時數為2024小時；光伏發電量達116.7億千瓦時，光伏最大出力6081兆瓦，累計利用小時數1337小時。由于新疆風電和光伏發電出力特性與負荷特性差異巨大，因此新能源發電場規模配置儲能將成為重要的調峰技術手段。”

今年初，新疆發展改革委等部門發布了《關于在全疆開展發電側儲能電站建設試點的通知》，指出將在全疆建設不超過550兆瓦光伏發電側儲能電站，納入范圍的光伏發電企業從2020年起可連續5年增加100小時優先發電量，光伏電站配套儲能電站的電價執行所在光伏電站電價政策。一時間，“光伏+”儲能的市場熱情被極大點燃。

日前，新疆發展改革委、國家能源局新疆監管辦又緊接著發布了第一批發電側光伏儲能聯合運行試點項目。確定阿瓦提華光光伏發電有限公司4.5兆瓦/9兆瓦時儲能等36個項目滿足作為新疆第一批發電側光伏儲能聯合運行試點項目，項目總建設規模221兆瓦/446兆瓦時，總投資金額約為8億元。“光伏+”儲能規模應用正逐步從設想變為現實。

林雪峰指出，2020年新疆儲能功率需求將達到1860兆瓦，容量需求將達7061兆瓦時；到2022年，功率需求將達2100兆瓦，容量需求將達8190兆瓦時；2025年，功率需求將達3000兆瓦，容量需求將達12000兆瓦時。其中吐魯番、哈密、阿勒泰、阿克蘇、喀什、和田是儲能電站布局規劃重點傾斜地區。

“考慮到新疆風電和光伏發電站分布廣、儲能政策激勵機制正在不斷完善中。未來新疆儲能技術路線應是以初期投資較低且便于靈活布置的電化學儲能為主，抽水蓄能和蓄熱式儲能將作為輔助技術手段。”林雪峰表示。

林雪峰認為，儲能在新疆電力系統中的主要應用方向分別為調峰、緩解部分電網受阻通道輸（配）電壓力、通過躉購和零售實現價差套利和提高孤立電網或弱連接電網的供電可靠性。其中，調峰是當前新疆發展儲能最主要和最緊迫的需求。

在站點布置方面，林雪峰認為，儲能電站總體布局應基本與可再生能源發電布局大體一致，但在局部區域，可結合電網實際情況建設一定容量受端儲能電站。

電力輔助服務市場不斷完善

除了增加發電小時數等行政手段刺激新能源發電場配置儲能積極性，西北地區不斷完善的電力輔助服務市場將同樣有力推動西北儲能的發展。

作為全國主要能源送出基地，截至去年底，西北新能源裝機規模已經接近9000萬千瓦，新能源最大出力達4043萬千瓦，占總發電負荷的最大比例43.08%。為保障西北電力系統安全、優質、經濟運行，去年12月，西北電網（陜西、寧夏、甘肅、青海、新疆）正式實施了第四版的“兩個細則”（《西北區域發電廠并網運行管理實施細則》《西北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》）。

新版兩個細則加強了懲罰與獎勵力度。其中對新能源發電場的考核，主要包括短期功率預測、超短期功率預測、可用發電功率統計以及預測上傳率。

國家能源局西北能源監管局市場監管處副處長呂銳在研討會上介紹，今年上半年，西北區域“兩個細則”累計考核135324萬元、累計補償188793萬元，累計分攤53469萬元，是全國六大區域電網考核、補償、分攤額度最大的區域電網。

呂銳指出，隨著西北區域新能源并網容量不斷增長，集中供熱需求持續增加，電網調峰能力、新能源消納等矛盾日益突出，單純通過計劃手段和調度指令要求發電企業提供輔助服務的效果和潛力有限，需要建立市場化的電力輔助服務新機制，充分調動發電企業參與調峰等工作的積極性和主動性。

呂銳表示，調峰資源緊張、新能源棄電問題是當前西北電力系統面臨的主要問題，因此輔助服務市場建設應以有償調峰作為切入點，遵循總體規劃、有序實施的原則，成熟一個品種引入一個品種，最終形成公平開放、有序競爭的電力輔助服務市場。

值得一提的是，6月18日，國家能源局西北能源監管局已經啟動了青海電力輔助服務市場試運行，電網側共享儲能成為青海電力輔助服務市場建設過程中的創新模式。