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

西北地区新能源发展迅速，已成为国内首个新能源成为第一大电源的区域电网，但新能源的波动性和间歇性给电网带来消纳挑战。储能和电力跨省跨区交易是促进西北地区新能源高质量发展的重要抓手。

西北地区储能发展现状：截至2023年底，西北地区储能装机规模达1079万千瓦，其中新型储能约1049万千瓦，抽水蓄能新增30万千瓦。新型储能主要应用于发电侧和电网侧，以宁夏和新疆为主。西北地区已发布多项储能相关政策，重点在于投资运营和成本疏导。

西北地区储能发展面临的关键问题：

• 新型储能：
  • 发电侧：新能源配储“建而不用”问题突出，缺乏成熟的盈利模式。
  • 电网侧：储能租赁价格标准与意愿不足，调峰政策延续性不足，早期投运储能收益难保证。
  • 用户侧：分布式储能个体容量有限，套利空间有限。
• 抽水蓄能：单位工程造价显著高于新型储能，需健全补偿分摊方案。
• 光热电站：度电收益难以覆盖投资成本，需完善成本疏导机制。

西北地区储能发展路径：

• 初期：完善政策标准与建立补偿机制，包括区分增量与存量储能的调峰补偿标准、建立分级容量补偿机制、出台储能租赁的价格与期限标准、进一步拉大用户侧峰谷分时电价价差等。
• 远期：推动各类型储能参与电力市场，包括现货交易、辅助服务市场、容量市场等，并创新商业模式，如共享储能、与售电公司签订长期协议等。

西北地区电力跨省跨区交易发展现状：2023年，西北电网跨省跨区交易3681.6亿千瓦时，其中跨区送出3173.2亿千瓦时，跨区购入150.7亿千瓦时。交易品种包括电能量交易、跨省绿电交易、跨省调峰交易、顶峰交易等。

西北地区电力跨省跨区交易面临的关键问题：

• 市场及价格机制：清洁能源跨区外送电价倒挂，外送电源成本回收难；绿电配额结构性矛盾突出，外送与内用无法兼顾。
• 新能源参与电力跨省跨区交易机制：中长期交易刚性执行，新能源外送存在惜售现象；配套火电经济性差、打捆比例不明确，影响新能源外送效率。
• 送电端及受电端参与电力跨省跨区交易机制：受电端零售交易自由度受限，降价红利传导不足。

西北地区电力跨省跨区交易发展路径：

• 市场及价格机制：推动清洁能源跨区协议电量市场化交易；促进送受端均衡承担可再生能源消纳权重。
• 新能源参与电力跨省跨区交易机制：推动形成中长期量价浮动弹性交易；科学配置新能源与配套火电外送比例与盈利空间。
• 送电端及受电端参与电力跨省跨区交易机制：建立零售比价平台、明确盈利范围，促进售电侧竞争。

研究结论：西北地区储能发展潜力巨大，但面临诸多挑战，需要完善政策机制，创新商业模式，推动储能参与电力市场。同时，需要优化电力跨省跨区交易机制，提升新能源交易灵活性，促进资源在更大范围优化配置。