【电力圆桌】储能发展和电力跨省跨区交易机制研究：促进西北新能源高比例发展亟需解决的关键问题_68页_2mb

促进西北新能源高比例发展亟需解决的关键问题总结

核心内容

本报告聚焦于西北地区新能源高比例发展所面临的两大关键问题：储能发展与电力跨省跨区交易机制。报告旨在分析西北地区在储能与跨省交易方面的现状、问题及解决路径，为构建新型电力系统、实现“双碳”目标提供政策建议。

主要观点

1. 储能发展

• 储能的作用：储能具有布局灵活、响应速度快等优势，是解决新能源波动性、提升电网安全稳定和新能源消纳能力的重要手段。
• 储能现状：截至2023年底，西北地区储能总装机容量达1079万千瓦，其中新型储能占主导地位，占90%以上。新型储能发展迅速，复合增速超100%。
• 关键问题：
  • 发电侧储能“建而不用”：政策要求新能源配储，但实际调用率低，存在“建而不用”现象。
  • 调峰补偿政策不足：补偿标准下降，对早期高成本储能项目造成压力，需建立分级补偿机制。
  • 租赁市场不成熟：储能租赁价格与期限标准不明，影响租赁市场活跃度。
  • 用户侧储能潜力未被充分挖掘：分布式储能个体容量小，难以满足市场准入门槛，需聚合入市。
• 发展路径：
  • 初期靠补偿：完善政策标准，建立补偿机制，支持存量与增量储能。
  • 远期靠市场：推动储能参与现货市场、辅助服务市场、容量市场，实现多元化收益。
  • 创新商业模式：推广共享储能、联合运营、长期协议等，提高储能利用率和收益。

2. 电力跨省跨区交易机制

• 交易现状：西北电网是首个新能源成为第一大电源的区域电网，2023年新能源跨省交易电量达970亿千瓦时，占新能源年发电量的近三分之一。
• 关键问题：
  • 市场机制不完善：电力交易规则尚不明确，缺乏统一的市场化交易机制。
  • 价格形成机制不清晰：现货市场和中长期市场之间的衔接不畅，价格信号不明确。
  • 跨区域协调不足：区域间电力资源优化配置尚未形成有效机制，电力供需矛盾依然存在。
• 发展路径：
  • 促进框架协议市场化：推动跨省交易机制，形成多周期交易模式。
  • 推动弹性交易与打捆交易：增强市场灵活性，提升交易效率。
  • 管控售电侧盈利：优化售电侧收益结构，提升交易参与积极性。
  • 构建统一交易平台：实现跨省交易的高效与公平，增强市场透明度。

关键信息

• 储能发展：

  • 新型储能发展迅速，2023年新增装机182万千瓦，2024年预计新增1061万千瓦。
  • 抽水蓄能装机容量大，但单位造价高，西北地区超过90%的项目造价超过7000元/千瓦。
  • 光热电站作为兼具调峰和储能功能的电源，但度电收益难以覆盖成本，需依赖风光热一体化项目。
  • 储能商业模式需创新，包括共享储能、联合运营、长期协议等。

• 跨省交易机制：

  • 跨省交易电量持续增长，2023年西北电网新增外送容量达3200万千瓦。
  • 需完善市场规则、价格机制和交易方式，提升交易效率和公平性。
  • 推动跨省交易与现货市场、辅助服务市场协同运行，实现资源优化配置。
  • 需建立统一的交易平台，提升市场透明度和交易效率。

行业建议

• 储能方面：

  • 完善调峰补偿机制，区分存量与增量项目。
  • 推动储能参与现货市场，实现充放电成本传导。
  • 拓宽储能收益渠道，鼓励共享储能和联合运营模式。
  • 引导用户侧储能聚合入市，提升利用率。

• 电力交易方面：

  • 推动跨省交易机制市场化，提升交易灵活性。
  • 优化分时电价机制，拉大峰谷价差，提高储能经济性。
  • 建立统一的电力交易平台，促进跨区域电力资源配置。

结论

西北地区储能和电力跨省跨区交易机制的发展是实现新能源高比例、高质量发展的关键。通过完善政策、推动市场机制创新和促进多方合作，可以有效提升储能利用率和跨省交易效率，为新型电力系统和“双碳”目标提供坚实支撑。