新疆能源監管辦近日公布數據顯示，截至今年7月，新疆新型儲能裝機規模已突破1360萬千瓦/4490萬千瓦時，居全國前列、西部首位，磷酸鐵鋰、全釩液流、飛輪、超級電容等多元儲能技術得到應用。

在業內看來，新疆新型儲能利用小時數逐年提升，獨立儲能電站裝機占比逐步提高。新疆正向新型儲能建設運用“高地”穩步邁進。

政策體系日益完善

新疆作為我國重要的能源基地，近年來在儲能領域取得了顯著進展，成為全國新型儲能發展的示范區域。

截至7月底，新疆電網儲能電站253座，總裝機規模1241萬千瓦/4121萬千瓦時，平均時長3.3小時，其中獨立儲能215萬千瓦/842萬千瓦時、構網型儲能222.7萬千瓦/860萬干瓦時。今年上半年，新型儲能充電38.8億千瓦時，放電32.8億千瓦時，利用小時數841小時，提升新能源利用率4.6個百分點，有效發揮“促消納、保供應”作用。

“截至目前，新疆已批復新型儲能5511萬千瓦。”國網新疆經研院專家李昌陵介紹，在獨立儲能方面，新疆維吾爾自治區下發獨儲項目規模2883萬千瓦，2023-2025年累計批復3批次2133萬千瓦、2025年新增規劃400萬千瓦。在配建儲能方面，已評審配儲2978萬千瓦，其中已批復2344萬千瓦。分地市州來看，排名前三分別為喀什708萬千瓦、哈密649萬千瓦、和田598萬千瓦應列前三。

李昌陵表示，在應用實踐方面，新疆積極探索構網型儲能技術，已投運構網型儲能項目約20個，總規模222萬千瓦，其中配置型占比70%，集中式占比30%，主要分布在南疆地區。這些項目在提升系統穩定性、促進新能源消納方面發揮了重要作用。

新疆儲能產業的發展得益于完善的政策支持體系。自2019年開始，新疆逐步構建起支持儲能發展的政策框架，特別是2021年以來，密集出臺了11項關鍵政策，為儲能產業提供了全方位保障。其中，分時電價政策、輔助服務市場規則和中長期交易機制構成了儲能參與市場的核心制度框架。2023年8月出臺的分時電價政策，采用五段式電價機制，為儲能提供了峰谷套利空間；2025年7月發布的輔助服務實施細則，允許獨立儲能通過調峰、調頻等服務獲得收益，按2024年新疆電力輔助服務收益估算，市場規模可觀；2025年8月1日起，新疆將獨立儲能企業由只能參與“月度雙邊交易”轉變為“雙邊協商交易”集中競價交易“和”滾動撮合交易“，交易方式更加靈活。

仍面臨諸多挑戰

盡管新疆儲能產業發展取得了顯著成就，但在快速發展背后，仍面臨著諸多挑戰，制約著產業的健康發展。

李昌陵指出，新能源消納壓力與系統平衡矛盾日益突出。隨著新能源裝機的快速增長，新疆電力系統平衡難度不斷加大。2025年上半年，新能源裝機滲透率已達62%，發電量占比達27.5%，電力電子化比例超過75%；預計”十五五“末，新能源裝機占比將達到75%，發電量占比超過40%。這種以新能源為主的電源結構導致系統平衡壓力劇增。

“一方面，春秋季新能源大發時段與負荷低谷重疊，夏季光伏大發時段與負荷特性相反，特別是晚高峰時段，新疆60%的負荷為制造業、電采暖等剛性負荷，導致早晚高峰用電矛盾突出。另一方面，新能源發展以光伏為主，出力率超過60%，風電出力率超過30%，新能源最大發電能力已超過5500萬千瓦，接近系統消納空間的兩倍，白天尤其是中午時段消納壓力巨大。”李昌陵表示，這種時空不匹配的矛盾，對儲能系統提出了更高要求。

李昌陵分析，大規模新能源接入后，系統轉動慣量、電壓支撐能力等關鍵性能指標下降，導致系統穩定性面臨挑戰。數據顯示，20%的新能源場站和轉比低于1.5，未能充分發揮調節作用。同時，傳統低頻振蕩和新型功率振蕩問題交織共存，特別是在南疆地區，電源結構和電力電量平衡情況與西班牙伊比利亞半島電網類似，存在振蕩風險。新疆電網調度控制對象超過1000個場站，涉及150多個斷面，控制系統的設計和可靠性面臨巨大挑戰。雖然構網型儲能技術提供了部分解決方案，但實際運行效果仍需長期檢驗，技術標準和規范體系尚不完善。

新疆工程學院能源學院副院長樊小朝在接受《中國能源報》記者采訪時直言，新能源裝機規模龐大，尤其“沙戈荒”基地集中開發，導致電網調峰壓力劇增，盡管儲能可緩解此壓力，然而當前電網調度體系卻難以適配儲能靈活調節的特性，導致電網消納能力受限；同時，在實際并網環節，雖然國家制定了相關標準，但各地執行并不統一，驗收流程繁雜，阻礙了儲能項目的并網進度，對儲能行業未來發展造成了一定制約。

樊小朝進一步指出，儲能市場化收益機制尚未成熟，影響投資積極性；與此同時，儲能參與電力市場時，價格形成機制、峰谷電價差以及容量補償標準等方面仍有待細化，以此全面彰顯儲能在調峰、調頻、備用等多方面的價值。此外，不同技術的協同性、系統集成標準及運行協調機制尚不完善；且盡管儲能系統造價逐年下降，初始投資依舊較高，液流電池、壓縮空氣儲能等長時儲能技術還面臨投資回報周期長的問題，再加上新疆地域廣闊導致儲能電站分布分散，運維巡檢、設備更換等后期運營成本也相對較高。

與此同時，儲能規模擴張與經濟性之間的矛盾凸顯。2025年新疆新型儲能預計新增規模約1300萬千瓦，總規模將達到2300萬千瓦，如此大規模的儲能發展帶來了經濟性挑戰。一方面，系統電價能否承載如此規模的儲能成本尚存疑問；另一方面，儲能項目收益機制尚不完善，存在較大不確定性。新疆現行的容量補償電價政策將于2025年底到期，后續政策如何銜接，是否參照煤電容量電價機制尚不明確。此外，隨著2025年新疆現貨市場進入連續試運行，預計將有1000萬千瓦儲能參與現貨市場，大規模儲能參與可能對市場價格產生波動影響，市場機制設計面臨新挑戰。

在業內看來，如今儲能技術標準與商業模式不成熟。比如，構網型儲能作為新興技術，技術標準和商業模式仍處于探索階段。雖然新疆已推動建立10項技術標準，參與國標、行標制定，但實際運行中仍面臨諸多技術瓶頸。混合儲能技術，如壓縮空氣儲能與鋰電池組合在南疆等地區的應用可行性尚未充分驗證，多場景、多類型、多元化的儲能發展模式仍需探索。同時，抽水蓄能與新型儲能的聯合規劃運行模式也處于起步階段，如何實現“1+N”的協同效應，提升整體系統效率，是亟待解決的問題。

合理規劃“十五五”規模

面對挑戰，業內專家認為，新疆儲能產業需要統籌規劃、系統推進，從規模確定、市場機制、技術路徑和系統協同等方面入手，推動儲能產業高質量發展。

李昌陵表示，應綜合考慮電力保供、新能源消納、系統穩定性和經濟性等多重因素，合理確定新疆儲能發展規模。建議開展系統級儲能需求評估，結合新疆電網發展規劃和新能源發展目標，制定分階段、分區域的儲能發展路線圖。在規模確定過程中，應充分考慮系統電價承載能力和儲能項目收益可持續性，避免盲目擴張導致資源浪費。建議建立儲能容量配置動態調整機制，根據新能源發展速度和系統實際需求，靈活調整儲能配置比例，確保儲能發展與系統需求相匹配。“針對新疆不同地區、不同場景的需求，應推動多元化儲能技術發展。在南疆等系統穩定性薄弱地區，可重點發展構網型儲能，提升系統慣量和電壓支撐能力。”

談及如何推動“十五五”期間新疆儲能高質量發展，樊小朝認為，首先，應完善電力市場規則，拓寬儲能項目的收益渠道，讓儲能能更靈活地參與到電力市場中，通過峰谷價差套利、容量補償、調峰服務等多種途徑獲得收益。新疆自2023年起，對已投運的獨立儲能項目，先行按照放電量給予0.2元/千瓦時的容量補償，且該補償標準從2024年開始每年遞減20%，直至2025年。因此，在“十五五”期間，亟需完善這類容量補償機制，同時積極探索并建立市場化機制，從而真正體現出儲能的實際容量價值。其次，要強化技術攻關與集成應用，針對高寒、沙塵等環境特點研發適應性技術，推動多技術路線協同發展與系統集成創新。例如，鼓勵多元技術路線與應用創新，支持長時儲能技術在新能源富集且本地消納能力低的區域的應用。積極發展構網型儲能在南疆地區，以增強電網穩定支撐能力。

業內認為，新疆儲能發展要強化系統協同，提升整體運行效率。李昌陵建議，應加強儲能與電網、新能源、抽水蓄能等的協同運行，提升整體系統效率。一是推進抽水蓄能與新型儲能聯合規劃運行，發揮各自優勢，實現“1+N”的協同效應。二是優化儲能調度運行策略，提高儲能利用效率，避免儲能閑置浪費。三是加強儲能與新能源場站的協調控制，實現新能源與儲能的協同優化運行。四是建立儲能與電網的互動機制，實現儲能與電網的協同支撐。五是探索儲能與需求側資源的協同運行，形成源網荷儲各要素協同運行模式。通過系統協同，提高儲能整體利用效率，降低系統運行成本。

新疆儲能產業發展正處于關鍵時期，面臨著前所未有的機遇和挑戰。通過科學規劃、政策引導、技術創新和市場驅動，新疆有望建成全國領先的儲能產業基地，為我國新型電力系統建設和“雙碳”目標實現作出重要貢獻。

未來，新疆應繼續發揮能源資源優勢，加快儲能技術創新和產業升級，推動儲能與新能源、電網深度融合，構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系，為西部地區乃至全國能源轉型提供可復制、可推廣的“新疆經驗”。