电力圆桌：2024年进西北新能源高比例发展亟需解决的关键问题——储能发展和电力跨省跨区交易机制研究报告_68页_2mb

西北新能源高比例发展关键问题分析及建议

研究背景

西北电网新能源装机占比超50%，成为国内首个新能源第一大电源区域。在新能源持续发展中，储能与跨省交易面临挑战，需构建新型电力系统以支撑国家“双碳”目标。

西北地区储能发展现状

1. 规模与定位

   • 2023年西北储能装机1079万千瓦，新型储能占比71%，以锂电池为主力技术。
   • 储能应用于发电侧（新能源配储）、电网侧（调峰调频）、用户侧（工商业削峰填谷），但存在“建而不用”、盈利困难等问题。

2. 主要挑战

   • 新能源配储效率低：强制配储政策导致部分储能利用率不足，成本回收难。
   • 调峰补偿机制不完善：政策调整（如196号文）导致存量储能收益骤降。
   • 用户侧套利空间有限：西北峰谷价差不足，用户侧储能收益低。

3. 发展路径

   • 初期阶段：通过政策倾斜（如共享储能、容量租赁）提升经济性。
   • 远期目标：推动储能参与现货市场、容量市场，形成多维度收益结构。

西北电力跨省跨区交易现状

1. 交易规模

   • 2023年西北跨省交易达36816亿千瓦时，同比增长62%，外送占比超86%。
   • 主要交易品种：中长期交易（占比94.9%）、现货交易、绿电交易。

2. 核心问题

   • 外送电价倒挂：清洁能源西电东送价格低于本地火电，成本回收难。
   • 配额权重矛盾：外送新能源仅计入受端省配额，加剧送端压力。
   • 新能源参与机制僵化：中长期合同刚性执行导致外送惜售。

3. 优化建议

   • 市场化交易改革：推动框架协议电量进入跨省交易，建立弹性交易机制（固定+浮动电量）。
   • 配套火电优化：科学配置新能源与火电打捆比例，提升经济性。
   • 零售机制创新：建立比价平台，促进售电侧红利传导。

政策建议

1. 国家层面

   • 加快全国统一电力市场建设，完善储能与绿电交易机制。
   • 明确储能容量电费定价与成本分摊，支持光热、抽水蓄能发展。

2. 区域层面

   • 储能侧：推广共享储能模式，试点容量市场机制。
   • 交易侧：建立绿电配额动态调整机制，开放绿证二次交易。

结论

西北需通过储能与跨省交易的协同发展，破解新能源高比例发展难题。短期依赖政策补偿，中长期需市场化机制，最终实现“全网一盘棋”的能源优化配置。