随着部分政策优良地区电化学储能配合火电机组参与电力辅助服务市场的逐渐饱和，年初以来，传统的发电侧储能发展步伐有所放缓。原本在这一领域发展较快的山西、内蒙古、山东等省份的市场需求趋于疲软。但是发电侧储能发展的步伐并没有就此止步，而是以另一种形式转移到广阔的西北地区。
光伏+储能规模应用排头兵
8月9日，作为《新疆维吾尔自治区2019~2025年储能规划》的项目主持人──中国能源建设集团新疆电力设计院有限公司副总工程师林雪峰在于西安举行的第二届全国发电侧储能技术与应用高层研讨会上说：2018年，新疆风电发电量已经达到360.3亿千瓦时，风电最大出力9610兆瓦;风电年均利用小时数为2024小时;光伏发电量达116.7亿千瓦时，光伏最大出力6081兆瓦，累计利用小时数1337小时。由于新疆风电和光伏发电出力特性与负荷特性差异巨大，因此新能源发电场规模配置储能将成为重要的调峰技术手段。
今年初，新疆发展改革委等部门发布了《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》，指出将在全疆建设不超过550兆瓦光伏发电侧储能电站，纳入范围的光伏发电企业从2020年起可连续5年增加100小时优先发电量，光伏电站配套储能电站的电价执行所在光伏电站电价政策。一时间，光伏+储能的市场热情被极大点燃。
日前，新疆发展改革委、国家能源局新疆监管办又紧接着发布了第一批发电侧光伏储能联合运行试点项目。确定阿瓦提华光光伏发电有限公司4.5兆瓦/9兆瓦时储能等36个项目满足作为新疆第一批发电侧光伏储能联合运行试点项目，项目总建设规模221兆瓦/446兆瓦时，总投资金额约为8亿元。光伏+储能规模应用正逐步从设想变为现实。
林雪峰指出，2020年新疆储能功率需求将达到1860兆瓦，容量需求将达7061兆瓦时;到2022年，功率需求将达2100兆瓦，容量需求将达8190兆瓦时;2025年，功率需求将达3000兆瓦，容量需求将达12000兆瓦时。其中吐鲁番、哈密、阿勒泰、阿克苏、喀什、和田是储能电站布局规划重点倾斜地区。
考虑到新疆风电和光伏发电站分布广、储能政策激励机制正在不断完善中。未来新疆储能技术路线应是以初期投资较低且便于灵活布置的电化学储能为主，抽水蓄能和蓄热式储能将作为辅助技术手段。林雪峰表示。
林雪峰认为，储能在新疆电力系统中的主要应用方向分别为调峰、缓解部分电网受阻通道输(配)电压力、通过趸购和零售实现价差套利和提高孤立电网或弱连接电网的供电可靠性。其中，调峰是当前新疆发展储能最主要和最紧迫的需求。
在站点布置方面，林雪峰认为，储能电站总体布局应基本与可再生能源发电布局大体一致，但在局部区域，可结合电网实际情况建设一定容量受端储能电站。
电力辅助服务市场不断完善
除了增加发电小时数等行政手段刺激新能源发电场配置储能积极性，西北地区不断完善的电力辅助服务市场将同样有力推动西北储能的发展。
作为全国主要能源送出基地，截至去年底，西北新能源装机规模已经接近9000万千瓦，新能源最大出力达4043万千瓦，占总发电负荷的最大比例43.08%。为保障西北电力系统安全、优质、经济运行，去年12月，西北电网(陕西、宁夏、甘肃、青海、新疆)正式实施了第四版的两个细则(《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》)。
新版两个细则加强了惩罚与奖励力度。其中对新能源发电场的考核，主要包括短期功率预测、超短期功率预测、可用发电功率统计以及预测上传率。
国家能源局西北能源监管局市场监管处副处长吕锐在研讨会上介绍，今年上半年，西北区域两个细则累计考核135324万元、累计补偿188793万元，累计分摊53469万元，是全国六大区域电网考核、补偿、分摊额度最大的区域电网。
吕锐指出，随着西北区域新能源并网容量不断增长，集中供热需求持续增加，电网调峰能力、新能源消纳等矛盾日益突出，单纯通过计划手段和调度指令要求发电企业提供辅助服务的效果和潜力有限，需要建立市场化的电力辅助服务新机制，充分调动发电企业参与调峰等工作的积极性和主动性。
吕锐表示，调峰资源紧张、新能源弃电问题是当前西北电力系统面临的主要问题，因此辅助服务市场建设应以有偿调峰作为切入点，遵循总体规划、有序实施的原则，成熟一个品种引入一个品种，最终形成公平开放、有序竞争的电力辅助服务市场。
值得一提的是，6月18日，国家能源局西北能源监管局已经启动了青海电力辅助服务市场试运行，电网侧共享储能成为青海电力辅助服务市场建设过程中的创新模式。
