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股票配资成本居全国前列、西部首位

新疆能源监管办近日公布数据显示，截至今年7月，新疆新型储能装机规模已突破1360万千瓦/4490万千瓦时，居全国前列、西部首位，磷酸铁锂、全钒液流、飞轮、超级电容等多元储能技术得到应用。

在业内看来，新疆新型储能利用小时数逐年提升，独立储能电站装机占比逐步提高。新疆正向新型储能建设运用“高地”稳步迈进。

■■ 政策体系日益完善

新疆作为我国重要的能源基地，近年来在储能领域取得了显著进展，成为全国新型储能发展的示范区域。

截至7月底，新疆电网储能电站253座，总装机规模1241万千瓦/4121万千瓦时，平均时长3.3小时，其中独立储能215万千瓦/842万千瓦时、构网型储能222.7万千瓦/860万干瓦时。今年上半年，新型储能充电38.8亿千瓦时，放电32.8亿千瓦时，利用小时数841小时，提升新能源利用率4.6个百分点，有效发挥“促消纳、保供应”作用。

“截至目前，新疆已批复新型储能5511万千瓦。”国网新疆经研院专家李昌陵介绍，在独立储能方面，新疆维吾尔自治区下发独储项目规模2883万千瓦，2023—2025年累计批复3批次2133万千瓦、2025年新增规划400万千瓦。在配建储能方面，已评审配储2978万千瓦，其中已批复2344万千瓦。分地市州来看，排名前三分别为喀什708万千瓦、哈密649万千瓦、和田598万千瓦应列前三。

李昌陵表示，在应用实践方面，新疆积极探索构网型储能技术，已投运构网型储能项目约20个，总规模222万千瓦，其中配置型占比70%，集中式占比30%，主要分布在南疆地区。这些项目在提升系统稳定性、促进新能源消纳方面发挥了重要作用。

新疆储能产业的发展得益于完善的政策支持体系。自2019年开始，新疆逐步构建起支持储能发展的政策框架，特别是2021年以来，密集出台了11项关键政策，为储能产业提供了全方位保障。其中，分时电价政策、辅助服务市场规则和中长期交易机制构成了储能参与市场的核心制度框架。2023年8月出台的分时电价政策，采用五段式电价机制，为储能提供了峰谷套利空间；2025年7月发布的辅助服务实施细则，允许独立储能通过调峰、调频等服务获得收益，按2024年新疆电力辅助服务收益估算，市场规模可观；2025年8月1日起，新疆将独立储能企业由只能参与“月度双边交易”转变为“双边协商交易“集中竞价交易”和“滚动撮合交易”，交易方式更加灵活。

■■ 仍面临诸多挑战

尽管新疆储能产业发展取得了显著成就，但在快速发展背后，仍面临着诸多挑战，制约着产业的健康发展。

李昌陵指出，新能源消纳压力与系统平衡矛盾日益突出。随着新能源装机的快速增长，新疆电力系统平衡难度不断加大。2025年上半年，新能源装机渗透率已达62%，发电量占比达27.5%，电力电子化比例超过75%；预计“十五五”末，新能源装机占比将达到75%，发电量占比超过40%。这种以新能源为主的电源结构导致系统平衡压力剧增。

“一方面，春秋季新能源大发时段与负荷低谷重叠，夏季光伏大发时段与负荷特性相反，特别是晚高峰时段，新疆60%的负荷为制造业、电采暖等刚性负荷，导致早晚高峰用电矛盾突出。另一方面，新能源发展以光伏为主，出力率超过60%，风电出力率超过30%，新能源最大发电能力已超过5500万千瓦，接近系统消纳空间的两倍，白天尤其是中午时段消纳压力巨大。”李昌陵表示，这种时空不匹配的矛盾，对储能系统提出了更高要求。

李昌陵分析，大规模新能源接入后，系统转动惯量、电压支撑能力等关键性能指标下降，导致系统稳定性面临挑战。数据显示，20%的新能源场站和转比低于1.5，未能充分发挥调节作用。同时，传统低频振荡和新型功率振荡问题交织共存，特别是在南疆地区，电源结构和电力电量平衡情况与西班牙伊比利亚半岛电网类似，存在振荡风险。新疆电网调度控制对象超过1000个场站，涉及150多个断面，控制系统的设计和可靠性面临巨大挑战。虽然构网型储能技术提供了部分解决方案，但实际运行效果仍需长期检验，技术标准和规范体系尚不完善。

新疆工程学院能源学院副院长樊小朝在接受《中国能源报》记者采访时直言，新能源装机规模庞大，尤其“沙戈荒”基地集中开发，导致电网调峰压力剧增，尽管储能可缓解此压力，然而当前电网调度体系却难以适配储能灵活调节的特性，导致电网消纳能力受限；同时，在实际并网环节，虽然国家制定了相关标准，但各地执行并不统一，验收流程繁杂，阻碍了储能项目的并网进度，对储能行业未来发展造成了一定制约。

樊小朝进一步指出，储能市场化收益机制尚未成熟，影响投资积极性；与此同时，储能参与电力市场时，价格形成机制、峰谷电价差以及容量补偿标准等方面仍有待细化，以此全面彰显储能在调峰、调频、备用等多方面的价值。此外，不同技术的协同性、系统集成标准及运行协调机制尚不完善；且尽管储能系统造价逐年下降，初始投资依旧较高，液流电池、压缩空气储能等长时储能技术还面临投资回报周期长的问题，再加上新疆地域广阔导致储能电站分布分散，运维巡检、设备更换等后期运营成本也相对较高。

与此同时，储能规模扩张与经济性之间的矛盾凸显。2025年新疆新型储能预计新增规模约1300万千瓦，总规模将达到2300万千瓦，如此大规模的储能发展带来了经济性挑战。一方面，系统电价能否承载如此规模的储能成本尚存疑问；另一方面，储能项目收益机制尚不完善，存在较大不确定性。新疆现行的容量补偿电价政策将于2025年底到期，后续政策如何衔接，是否参照煤电容量电价机制尚不明确。此外，随着2025年新疆现货市场进入连续试运行，预计将有1000万千瓦储能参与现货市场，大规模储能参与可能对市场价格产生波动影响，市场机制设计面临新挑战。

在业内看来，如今储能技术标准与商业模式不成熟。比如，构网型储能作为新兴技术，技术标准和商业模式仍处于探索阶段。虽然新疆已推动建立10项技术标准，参与国标、行标制定，但实际运行中仍面临诸多技术瓶颈。混合储能技术，如压缩空气储能与锂电池组合在南疆等地区的应用可行性尚未充分验证，多场景、多类型、多元化的储能发展模式仍需探索。同时，抽水蓄能与新型储能的联合规划运行模式也处于起步阶段，如何实现“1+N”的协同效应，提升整体系统效率，是亟待解决的问题。

■■ 合理规划“十五五”规模

面对挑战，业内专家认为，新疆储能产业需要统筹规划、系统推进，从规模确定、市场机制、技术路径和系统协同等方面入手，推动储能产业高质量发展。

李昌陵表示，应综合考虑电力保供、新能源消纳、系统稳定性和经济性等多重因素，合理确定新疆储能发展规模。建议开展系统级储能需求评估，结合新疆电网发展规划和新能源发展目标，制定分阶段、分区域的储能发展路线图。在规模确定过程中，应充分考虑系统电价承载能力和储能项目收益可持续性，避免盲目扩张导致资源浪费。建议建立储能容量配置动态调整机制，根据新能源发展速度和系统实际需求，灵活调整储能配置比例，确保储能发展与系统需求相匹配。“针对新疆不同地区、不同场景的需求，应推动多元化储能技术发展。在南疆等系统稳定性薄弱地区，可重点发展构网型储能，提升系统惯量和电压支撑能力。”

谈及如何推动“十五五”期间新疆储能高质量发展，樊小朝认为，首先，应完善电力市场规则，拓宽储能项目的收益渠道，让储能能更灵活地参与到电力市场中，通过峰谷价差套利、容量补偿、调峰服务等多种途径获得收益。新疆自2023年起，对已投运的独立储能项目，先行按照放电量给予0.2元/千瓦时的容量补偿，且该补偿标准从2024年开始每年递减20%，直至2025年。因此，在“十五五”期间，亟需完善这类容量补偿机制，同时积极探索并建立市场化机制，从而真正体现出储能的实际容量价值。其次，要强化技术攻关与集成应用，针对高寒、沙尘等环境特点研发适应性技术，推动多技术路线协同发展与系统集成创新。例如，鼓励多元技术路线与应用创新，支持长时储能技术在新能源富集且本地消纳能力低的区域的应用。积极发展构网型储能在南疆地区，以增强电网稳定支撑能力。

业内认为，新疆储能发展要强化系统协同，提升整体运行效率。李昌陵建议，应加强储能与电网、新能源、抽水蓄能等的协同运行，提升整体系统效率。一是推进抽水蓄能与新型储能联合规划运行，发挥各自优势，实现“1+N”的协同效应。二是优化储能调度运行策略，提高储能利用效率，避免储能闲置浪费。三是加强储能与新能源场站的协调控制，实现新能源与储能的协同优化运行。四是建立储能与电网的互动机制，实现储能与电网的协同支撑。五是探索储能与需求侧资源的协同运行，形成源网荷储各要素协同运行模式。通过系统协同，提高储能整体利用效率，降低系统运行成本。

新疆储能产业发展正处于关键时期，面临着前所未有的机遇和挑战。通过科学规划、政策引导、技术创新和市场驱动，新疆有望建成全国领先的储能产业基地，为我国新型电力系统建设和“双碳”目标实现作出重要贡献。

未来，新疆应继续发挥能源资源优势，加快储能技术创新和产业升级，推动储能与新能源、电网深度融合，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，为西部地区乃至全国能源转型提供可复制、可推广的“新疆经验”。

【责任编辑：李扬子】

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