7月10日，新疆维吾尔自治区发展和改革委员会发布《关于组织上报2023年独立新型储能建设方案的通知》。
《通知》称，新疆发改委已会同国网新疆电力公司分析各地区2024年电力平衡情况，根据电力顶峰需求测算2023年独立新型储能建设规模。
据悉，新疆发改委鼓励各地新建共享储能，积极探索建设构网型储能，喀什、和田、克州、塔城、阿勒泰、巴州等地构网型储能比例不低于年度独立新型储能规模的20%。其中，乌鲁木齐市独立新型储能建设规模为50万千瓦。
《通知》明确，支持同一区域内已建成的配建储能设施，在具备单独计量、独立控制条件后，通过技术手段改造转为独立储能(含共享储能)。但新疆地区配建储能转为独立储能也有两个例外：即自治区大风光基地的配建储能、涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，暂不转为独立储能。
独立储能是指独立于新能源电站，能够自主参与电力市场交易的新型储能项目。目前独立储能电站市场主体地位鲜明，收益渠道呈现多样化，包括容量租赁收入、容量电价收入、电力现货交易收入和辅助服务收入等。
中电联统计显示，独立/共享储能在电网侧储能中占比近90%。随着国家和地方相关支持政策的完善，独立储能系统的收益模式日益明晰，100MWh的电站收益率可达8%。今年第一季度的大型央国企储能招标项目中，也出现了偏好独立/共享储能的趋势。
而此次通知强调的构网型(grid-forming，GFM)储能，是新型电力系统建设的关键技术，具备电力电量平衡的功能，提升系统惯量与短路容量、新能源多场站短路比、改善电网阻抗特性，能够有效调和新能源发展面临的增强电力系统稳定性。
今年5月18日，新疆发布《新疆独立储能参与中长期交易实施细则（征求意见稿）》，支持储能企业以独立市场主体身份参与市场机制，明确了市场准入条件，包括：充电功率不低于5MW，持续充电时间不低于2小时等。
次日，新疆发改委又推出《自治区发展改革委关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》，提出建立独立储能容量电价补偿机制，在国家出台统一新型储能容量电价政策前，对新疆投运的独立储能先按照放电量实施0.2元/千瓦时的容量补偿。
该政策同时明确，加快推动独立储能参与辅助服务市场，鼓励独立储能自主参与调峰辅助服务市场。在全网弃风弃光时段进入充电状态的，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.55元/千瓦时；其放电量按照0.25元/千瓦时结算，不再享受容量电价补偿。
由此，新疆成为全国首批提出容量补偿政策的省份，可有效保障新型储能电站的收益。
早在2022年3月，新疆发改委曾发布全国最为激进的配储政策，即《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）》，打破了新能源配储常规模式，允许风电光伏发电项目建设25%配比、4小时以上时长的储能项目。但这一政策或许超出了让相关项目方的承受能力，储能电站建设成本压力大大增加，投资回报周期也将遥遥无期，因而政策收效很难达到预期。政策频出之下，透露出新疆的“储能”野心，它正在摩拳擦掌，试图追赶其他储能大跃进的省份。
查询相关数据发现，新疆虽然为我国风光资源全国第二大省份，但开发规模与其资源地位并不匹配：十四五规划新增风光装机排名仅为全国第四，2022年风电、光伏装机分别排全国第3、第13；当年风电光伏发电量全国第二；然而，2022年储能投运规模竟然只排在了全国第10位，落后于其他省份如火如荼的发展势头。
据悉，新疆为我国“十四五”规划中的大型清洁能源基地，风光资源、沙戈荒资源极为丰富。其中，风能资源总储量8.9亿千瓦，约占全国的1/5；年太阳辐射总量均值达5800兆焦/平方米。目前，新疆已建成哈密千万千瓦级新能源基地和8个百万千瓦级新能源集聚区。同时，正在加快推进准东、哈密北、南疆等千万千瓦级新能源产业基地规划布局。截至7月15日，新疆新能源装机规模已达到5026万千瓦，占到全疆电力总装机容量的41%。
据中电联《2022年度电化学储能电站行业统计数据》，目前新能源配储主要在山东、新疆、内蒙古、西藏、青海等新能源装机较高的省份，合计占比68%。中电联数据还显示，截至2022年底，我国独立储能累计投运4.86GWh，在新型储能总体规模中占比34.6%，同比增长159.13%。目前独立储能主要分布在山东、湖南、宁夏、青海、河北，合计占比超过74%。
虽然新疆尚不在其中，但这仍然意味着，新疆独立储能大有可为。
来源｜储能研究院
