促進(jìn)西北新能源高比例發(fā)展亟需解決的關(guān)鍵問題-儲(chǔ)能發(fā)展和電力跨省跨區(qū)交易機(jī)制研究 2024

結(jié)構(gòu)的國家戰(zhàn)略，邀請(qǐng)業(yè)內(nèi)專家和各利益方參與，共同探討中國電力部門低碳轉(zhuǎn)型的路徑和策略。通過建立一個(gè)廣泛聽取各方意見的平臺(tái)機(jī)制，電力圓桌將各方關(guān)心的、有爭議的、目前決策困難的關(guān)鍵問題提交到平臺(tái)討論，選出核心問題委托智庫開展高質(zhì)量研究，并將研究成果和政策建議提交到平臺(tái)征求意見，從而支持相關(guān)政策的制定和落地，推動(dòng)中國電力行業(yè)的改革和可持續(xù)發(fā)展，提高電力行業(yè)節(jié)能減排、應(yīng)對(duì)氣候變化的員共同組成的專業(yè)研究團(tuán)隊(duì)，該研究團(tuán)隊(duì)擁源網(wǎng)研究中心顧問委員會(huì)和專家委員會(huì)的直課題組組長：黃少中 和光伏為代表的新能源將成為新型電力系統(tǒng)的主力電源。但新能源在可控性、可預(yù)測性方面與傳統(tǒng)能源相比存在顯著差距，進(jìn)而給電網(wǎng)功率平衡、調(diào)頻調(diào)峰帶來挑戰(zhàn)。充分利用靈活性資源，實(shí)現(xiàn)新能源高質(zhì)量穩(wěn)定供電，成為實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)西北電網(wǎng)是國內(nèi)首個(gè)新能源成為第一大電源的區(qū)域電網(wǎng)，作為我國重要的清潔送基地，肩負(fù)推動(dòng)我國能源轉(zhuǎn)型的歷史重任。儲(chǔ)能具有布局靈活、響應(yīng)速度快等靈活性優(yōu)勢(shì)，跨省跨區(qū)交易能夠?qū)崿F(xiàn)資源廣域互濟(jì)互補(bǔ)，是促進(jìn)西北地區(qū)新能源高質(zhì)量發(fā)展的重要抓手。為此，本報(bào)告從西北地區(qū)儲(chǔ)能發(fā)展和電力跨省跨區(qū)交易機(jī)制兩方面展開研究，梳理報(bào)告第一部分基于對(duì)西北地區(qū)儲(chǔ)能的發(fā)展定位與建設(shè)現(xiàn)狀調(diào)研分析，重點(diǎn)圍繞西北地區(qū)發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲(chǔ)能，針對(duì)儲(chǔ)能利用率不足、市場化程度不高等問題開展對(duì)策分析。第二部分基于對(duì)西北區(qū)域電力跨省跨區(qū)交易的發(fā)展定位與現(xiàn)狀調(diào)研分析，重點(diǎn)圍繞西北區(qū)域電力跨省跨區(qū)交易在市場主體、參與方式、價(jià)格最終，報(bào)告提出了“初期靠補(bǔ)償、遠(yuǎn)期靠市場、創(chuàng)新儲(chǔ)能商業(yè)模式”的儲(chǔ)能發(fā)展問題的解決方案，形成了促進(jìn)框架協(xié)議市場化、推動(dòng)彈性交易、配置打捆交易、管控售電側(cè)盈利等跨省區(qū)交易發(fā)展問題的解決方案，從而促進(jìn)西北儲(chǔ)能與電力跨省跨區(qū)交易的可持續(xù)發(fā)碳中和”目標(biāo)實(shí)現(xiàn)，推動(dòng)整體社會(huì)生產(chǎn)過程的綠色低碳轉(zhuǎn)型，優(yōu)化調(diào)整宏觀能源系統(tǒng)供需結(jié)構(gòu)調(diào)整。中央財(cái)經(jīng)委員會(huì)第九次會(huì)議指出，要深化電力體制改革，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，指明了未來我國電力系統(tǒng)中高比例新能源接入的發(fā)展方向。“十四五”是加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、推動(dòng)實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰目標(biāo)的關(guān)鍵時(shí)期。在此背景下，風(fēng)電和光伏將千瓦[1]，但新能源在可控性、可預(yù)測性方面與傳統(tǒng)能源相比存在顯著差 內(nèi)首個(gè)新能源成為第一大電源的區(qū)域電網(wǎng)[2]。隨著沙戈荒大型風(fēng)光基地等國家重點(diǎn)項(xiàng)目的進(jìn)一步落地，西北新能源發(fā)電裝機(jī)占比將持續(xù)提升，地區(qū)大電網(wǎng)平衡機(jī)理、穩(wěn)定特性將發(fā)生巨大變革，電網(wǎng)形態(tài)及功能將快速向新型電力系統(tǒng)演進(jìn)。“十四五”期間，西北地區(qū)在然而，新能源發(fā)電受自然條件的影響較大，其自身波動(dòng)性和間歇性特納挑戰(zhàn)，并且難以實(shí)現(xiàn)高質(zhì)量的穩(wěn)定供電，成為影響“雙碳”目標(biāo)的關(guān)鍵難點(diǎn)之一，而儲(chǔ)能技術(shù)和電力跨省跨區(qū)交易被視為破解這些難題的重要舉措。為加快構(gòu)建西北地區(qū)新型電力系統(tǒng)、提升新能源消納能力，亟需基于西北地區(qū)儲(chǔ)能和電力跨省跨區(qū)交易現(xiàn)狀，分析二在儲(chǔ)能發(fā)展方面，國家能源局在2023年發(fā)布的《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍(lán)皮書》中明確為全面提升電力系統(tǒng)平衡調(diào)節(jié)能力提供重要支撐。儲(chǔ)能技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)能量的時(shí)空轉(zhuǎn)移和轉(zhuǎn)地區(qū)儲(chǔ)能裝機(jī)容量復(fù)合增速超過100%，已成為全國儲(chǔ)能發(fā)展最快的地區(qū)[5]。未型儲(chǔ)能將在西北電力系統(tǒng)中扮演關(guān)鍵角色，通過大規(guī)模部署為新能源發(fā)電的波動(dòng)性問題提在跨省交易方面，《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》要求，有序推進(jìn)跨省跨區(qū)市場間開放合作，建立多元市場主體參與跨省跨區(qū)交易的機(jī)制。區(qū)域間和區(qū)域內(nèi)的電力資源優(yōu)化配置有助于減少電力供需矛盾，將富余的電力資源從能源富集區(qū)輸送到電力短缺區(qū)，推動(dòng)實(shí)現(xiàn)“全網(wǎng)一盤棋”。電力跨省跨區(qū)交易可以分為中長期交易和現(xiàn)貨交易，二者在時(shí)序上銜接協(xié)調(diào)、互為補(bǔ)充，在現(xiàn)貨市場中通常根據(jù)電力供需情況、電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力、網(wǎng)絡(luò)阻塞情況將中長期電量分解后進(jìn)行財(cái)務(wù)交割或物理執(zhí)行。同時(shí)，當(dāng)前大用戶之間缺乏直接聯(lián)系，電力跨省跨區(qū)交易將促進(jìn)更廣泛的電力市場聯(lián)動(dòng)和資源共享，提升整體能源利用效率。西北區(qū)域的跨省跨區(qū)交易主要分為通過直流通道送往中、東部省份的跨區(qū)域電量交易以及西北地區(qū)內(nèi)部五省份之間的省2023年，西北電網(wǎng)新能源跨省跨區(qū)交易電量達(dá)970億千瓦時(shí)，占西北新能源年發(fā)電量的近三分之一，呈現(xiàn)快速發(fā)展趨勢(shì)[6]。依托于構(gòu)建更加完善的西北電力市場機(jī)制和互聯(lián)的輸西北地區(qū)儲(chǔ)能發(fā)展關(guān)鍵截至2023年底，我國儲(chǔ)能總裝機(jī)2500萬千瓦，電源側(cè)占比49.11%，電網(wǎng)側(cè)占[11]發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能主要應(yīng)用于新能源配儲(chǔ)，通過高充低放平滑新能源出力波動(dòng)，將棄風(fēng)棄光電量移至其他時(shí)段并網(wǎng)，促進(jìn)新能源消納水平的提升。同時(shí)，發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能平抑短時(shí)間內(nèi)波動(dòng)的特性，能夠促進(jìn)新能源友好并網(wǎng)。此外，儲(chǔ)能的響應(yīng)速度較快，能夠與火電機(jī)全穩(wěn)定運(yùn)行水平，提升電網(wǎng)薄弱區(qū)域與重要用戶的電力保障能力。此外，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能能夠具體地，能夠幫助用戶削峰填谷，平滑負(fù)荷曲線；通過平滑電壓和頻率波動(dòng)，解決電能質(zhì)量問題，保障設(shè)備正常運(yùn)行提高電能質(zhì)量：此外，部分儲(chǔ)能具有電壓支撐功能，能夠在停瓦（新增841萬千瓦），抽水蓄能新增30萬千瓦，較2022年年底增長了4.19倍[5]。新型儲(chǔ)能主要指除抽水蓄能外以輸出電力為主要形式的儲(chǔ)能項(xiàng)目。新型儲(chǔ)能是建設(shè)新型電力系統(tǒng)、推動(dòng)能源綠色低碳轉(zhuǎn)型的重要裝備基礎(chǔ)和關(guān)鍵支撐技術(shù)，按不同原理和儲(chǔ)能介質(zhì)分類：1）電化學(xué)儲(chǔ)能，包括鋰離子電池、鉛酸電池和燃料電池。其中，鋰離子電池包括壓縮空氣儲(chǔ)能、飛輪儲(chǔ)能、液壓儲(chǔ)能等。其中，壓縮空氣儲(chǔ)能成本低、容量大，但仍需提升能量轉(zhuǎn)換效率和減少熱能損失；飛輪儲(chǔ)能功率密度高、效率高、壽命長和污染小，近兩年西北地區(qū)新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目如表1-1所示。截至2023年底，西北地區(qū)已投運(yùn)西北地區(qū)新增投運(yùn)裝機(jī)達(dá)182萬千瓦/470.5萬千瓦時(shí)，并以獨(dú)立儲(chǔ)能和新能源配儲(chǔ)應(yīng)用抽水蓄能是目前最安全、穩(wěn)定的儲(chǔ)能方式，是保障電力可靠供應(yīng)西北電力調(diào)度控制中心通過常態(tài)化安排抽水蓄能電站“一抽兩發(fā)”，2023年累計(jì)增國家電網(wǎng)新疆阜康抽水蓄能電站1號(hào)機(jī)組（30萬千瓦）投產(chǎn)發(fā)電，為西北電網(wǎng)首臺(tái)，標(biāo)太陽能熱發(fā)電是綠色低碳、兼具調(diào)峰和儲(chǔ)能功能的電網(wǎng)友好型電源峰能力，是替代傳統(tǒng)能源的有效手段?！丁笆奈濉笨稍偕茉窗l(fā)展規(guī)劃》提出推進(jìn)長時(shí)儲(chǔ)熱型太陽能熱發(fā)電，在青海、甘肅、新疆、內(nèi)蒙古、吉林等地建設(shè)項(xiàng)目，提升新能源發(fā)2016年，國家能源局公布第一批太陽能熱發(fā)電示范項(xiàng)目，裝機(jī)容量134.9萬千瓦，分布在青海、甘肅、內(nèi)蒙古等地。截至2023年底，西北地區(qū)光熱發(fā)電項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)46萬千瓦，占全國78.23%。其中，并網(wǎng)運(yùn)行的電站多為首批示范項(xiàng)目，如青海中控德令哈西北地區(qū)憑借能源、資源優(yōu)勢(shì)，在全國儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)中正在占據(jù)著越來越重要的地位。2023年以來，西北地區(qū)發(fā)布的儲(chǔ)能相關(guān)核心政策梳理如表1-2所示。新型儲(chǔ)能方面，投引導(dǎo)儲(chǔ)能容量租賃價(jià)格合理形成。此外，西北五省區(qū)均提出新能源配儲(chǔ)要求，以配儲(chǔ)占比10%以及時(shí)長2小時(shí)為主。抽水蓄能方面，陜西鎮(zhèn)安和新疆阜康抽蓄電站容量電價(jià)獲得1.寧夏要求配儲(chǔ)比例10%，時(shí)長2h；新疆要求占比不低于10%，時(shí)長2h；甘肅要求河西地區(qū)占比10%，其他地區(qū)占比5%，嘉峪關(guān)20%，4倍的風(fēng)電光伏項(xiàng)目；共享儲(chǔ)能不低于5萬千瓦/4h；陜西要求陜北/4.西北兩座抽蓄電站容量電價(jià)核定：陜西鎮(zhèn)安抽蓄核定容量電價(jià)625.85等多周期市場化交易；以批發(fā)用戶方式參與谷從發(fā)展規(guī)模來看，近年來，西北積極投建各類型儲(chǔ)能項(xiàng)目。2025年西北五省新型儲(chǔ)能與抽水蓄能規(guī)劃目標(biāo)及新能源配儲(chǔ)規(guī)劃目標(biāo)如表1-3所示。新型儲(chǔ)能方面，五省區(qū)合計(jì)目標(biāo)達(dá)2400萬千瓦，涵蓋鋰電池、壓縮空氣、液流電池等長時(shí)儲(chǔ)能技術(shù)，以及飛輪等抽水蓄能方面，西北抽蓄具備大規(guī)模開發(fā)建設(shè)的需求、技術(shù)能力和政策保障，投資熱情高漲，前期工作加速，“十五五”期間，西北地區(qū)預(yù)計(jì)投產(chǎn)抽水蓄能電站裝機(jī)5660000光熱電站方面，隨著大型風(fēng)電光伏基地在沙漠、戈壁和荒漠地區(qū)的建設(shè)加快，光熱項(xiàng)根據(jù)國家太陽能光熱聯(lián)盟統(tǒng)計(jì)，2023年，西北五省列入政府名單的新增擬建光熱發(fā)電項(xiàng)發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能可以平抑新能源的波動(dòng)性，在此背景下，國家與地方相繼出臺(tái)政策鼓勵(lì)新 能源增加配套性儲(chǔ)能建設(shè)。從全國性政策看，2021年7月，國家能源局印發(fā)的《關(guān)于鼓 勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，提出“為鼓勵(lì)發(fā)電企業(yè)市場化參與調(diào)峰資源建設(shè)，超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照功率15%的從地方性政策看，西北五省均發(fā)布了新能源強(qiáng)制配儲(chǔ)政策?？傮w來看，各地要求光伏電站 然而，目前發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能“建而不用”問題突出[20]。從儲(chǔ)能自身的技術(shù)角度看，目前新能源配儲(chǔ)的消納水平有限，在大風(fēng)季或午間光伏大發(fā)時(shí)段仍有棄電。西北地區(qū)風(fēng)光資源短時(shí)新型儲(chǔ)能會(huì)在風(fēng)電大發(fā)的幾小時(shí)內(nèi)迅速充滿。當(dāng)其超出額定功率或容量充滿后，儲(chǔ)能其次，從電網(wǎng)調(diào)用角度看，新能源配儲(chǔ)的調(diào)用率目前并不高。根據(jù)中電聯(lián)調(diào)研，新能這是由于政策強(qiáng)制要求新能源自建儲(chǔ)能，但對(duì)于單一新能源場站來說，其棄電量有限，導(dǎo)此外，強(qiáng)制配儲(chǔ)背景下，高昂的建設(shè)成本與有限的盈利空間之間存在結(jié)構(gòu)性矛盾能源傾向選擇自建較為廉價(jià)的儲(chǔ)能設(shè)置，儲(chǔ)能安全性無法保證，導(dǎo)致儲(chǔ)能非計(jì)劃停運(yùn)現(xiàn)象最后，盈利水平有限、儲(chǔ)能電站主動(dòng)不參與電力市場交易也峰調(diào)頻等收益退坡的背景下，租賃收益是儲(chǔ)能最具有發(fā)展空間的盈利來源。然而，儲(chǔ)能容租賃期限較短，難以確保長期收益。例如，在寧夏，儲(chǔ)能仍主要通過參與調(diào)峰、頂峰輔助服務(wù)市場獲取收益，租賃市場僅處于探索階段。經(jīng)初步測算，2022年投產(chǎn)的儲(chǔ)能電站按完成全容量租賃，才可收回建設(shè)經(jīng)營成本。但是，寧夏目前尚未出臺(tái)儲(chǔ)能的租賃標(biāo)準(zhǔn)，儲(chǔ)與此同時(shí)，新能源是否配儲(chǔ)的調(diào)用結(jié)果區(qū)別不大、政策懲罰力度略顯疲軟，是租賃儲(chǔ)能意愿不高的原因之一，儲(chǔ)能容量租賃的收益空間進(jìn)一步受到擠壓。目前，部分新能源企業(yè)選擇自配儲(chǔ)能或不配儲(chǔ)能，租賃市場不夠活躍，導(dǎo)致部分企業(yè)儲(chǔ)能只出租了很小一部分容量。例如在甘肅，某獨(dú)立共享儲(chǔ)能電站與新能源企業(yè)簽訂租賃合同，租金標(biāo)準(zhǔn)為保全容量租賃。目前，新能源通過租賃配置儲(chǔ)能僅是并網(wǎng)的先決條件，但問題的關(guān)鍵在于新能源在后續(xù)的調(diào)用方面并沒有獲得任何權(quán)利或是懲罰。因此，需要進(jìn)一步研究和探索電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的商業(yè)模式，尋找適合市場需求和政策環(huán)境的發(fā)展路徑，以吸引更多的投資者參在調(diào)峰收益部分，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于建立健全電力輔助電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行的區(qū)域，調(diào)峰市場不再運(yùn)行，調(diào)峰服務(wù)價(jià)格上限原則上不高于當(dāng)?shù)仄絻r(jià)新能源項(xiàng)目的上網(wǎng)電價(jià)。由于調(diào)峰輔助補(bǔ)償是目前儲(chǔ)能收入主要來源之一，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)下降將對(duì)儲(chǔ)能行業(yè)發(fā)展帶來較大影響，且調(diào)峰收益受調(diào)度次數(shù)和調(diào)峰電價(jià)影響，隨著儲(chǔ)能電站196號(hào)文件指定的調(diào)峰服務(wù)價(jià)格上限明顯下降，儲(chǔ)能項(xiàng)目構(gòu)成了巨大壓力。這些儲(chǔ)能項(xiàng)目在規(guī)劃和投資時(shí)是基于之前較高的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)來評(píng)估其經(jīng)濟(jì)性的，新標(biāo)準(zhǔn)的實(shí)施將直接影響它們的盈利模式，進(jìn)而可能導(dǎo)致部分項(xiàng)目無法覆蓋成本，處于虧損狀態(tài)。這種情況可能迫使一些企業(yè)不得不考慮縮減運(yùn)營規(guī)?；蛲Ｖ共糠譄o法盈利的項(xiàng)目，嚴(yán)重的可能導(dǎo)致項(xiàng)目的停滯或企業(yè)的退出。其次，新的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)還可能影響到后續(xù)增量儲(chǔ)能項(xiàng)目的開發(fā)和投資。在未來，潛在的項(xiàng)目開發(fā)者和投資者將更加審慎將直接限制電力系統(tǒng)調(diào)峰能力的提升，對(duì)電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性和可靠性造成一定影響。在新設(shè)施僅通過參與調(diào)峰服務(wù)收益，不考慮如容量租賃等其他盈利模取調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格為0.7元/千瓦時(shí)，測算得出5處儲(chǔ)能項(xiàng)目的內(nèi)部收益率分別為分設(shè)不同的調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格標(biāo)準(zhǔn)，計(jì)算得到的西北地區(qū)儲(chǔ)能項(xiàng)目建設(shè)典型地區(qū)下，青海西寧儲(chǔ)能項(xiàng)目已經(jīng)出現(xiàn)無法收回投資成本的情況。因此，若儲(chǔ)能調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格標(biāo)準(zhǔn)及相關(guān)政策無法保持其延續(xù)性，將可能導(dǎo)致存量的高成本儲(chǔ)能項(xiàng)目難以回收成本、面臨企業(yè)虧損風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)較為波動(dòng)的政策信號(hào)也將降低后續(xù)增量項(xiàng)目投運(yùn)積極性，不利于面向時(shí)時(shí)時(shí)時(shí)時(shí)時(shí)早期投運(yùn)的新型儲(chǔ)能項(xiàng)目是行業(yè)的先行者，但其成本相對(duì)于現(xiàn)在更高，導(dǎo)致在的競爭力不足。因此，對(duì)于早期投運(yùn)的儲(chǔ)能來說，可能面臨收益難以保證的風(fēng)險(xiǎn)。如果沒有相應(yīng)的政策支持或補(bǔ)貼措施，企業(yè)和投資者可能會(huì)而更傾向于等待技術(shù)成熟、成本下降后再進(jìn)行投資。這樣一來，新型儲(chǔ)能技術(shù)的推廣和應(yīng)能產(chǎn)業(yè)回收固定投資成本，為投資者提供合理的價(jià)格信號(hào)，促進(jìn)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)另一方面將為保障高比例新能源下電力系統(tǒng)整體發(fā)電資源的充裕性、電源結(jié)構(gòu)的合理性提隨著西北地區(qū)新能源的快速發(fā)展，用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能規(guī)模日益增長洛地區(qū)，用戶存在長時(shí)段供暖需求，但受制于地理?xiàng)l件上的分散性，安裝屋頂分布式光伏然而，與電網(wǎng)側(cè)集中式大規(guī)模儲(chǔ)能電站不同，上述西北地區(qū)用戶自建儲(chǔ)能規(guī)模一般小于100千瓦。對(duì)比西北五省新型儲(chǔ)能參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場的規(guī)定，入市門檻應(yīng)不小于1萬千瓦/2萬千瓦時(shí)或者0.5萬千瓦/1萬千瓦時(shí)，且單獨(dú)調(diào)度或市場出清的復(fù)雜度，難以直接為電網(wǎng)提供調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)[24]。因此，目前分布式儲(chǔ)能難以達(dá)到各類市場的準(zhǔn)入門檻，無法入市，用戶側(cè)儲(chǔ)能調(diào)峰空間將電力輔助服務(wù)主體拓展至新型儲(chǔ)能、聚合商、虛擬電廠等新型主體，標(biāo)志著分布式儲(chǔ)能為此，在商業(yè)模式與交易方式上，應(yīng)鼓勵(lì)分布式儲(chǔ)能通過參與虛擬電廠運(yùn)營商未來的儲(chǔ)能運(yùn)營商等多種方式盈利。在運(yùn)營商內(nèi)部，儲(chǔ)能通過云平臺(tái)，將儲(chǔ)能運(yùn)行與調(diào)用權(quán)利讓渡給運(yùn)營商，并通過實(shí)時(shí)充放電數(shù)據(jù)的計(jì)量、上運(yùn)營商將聚合后的主體統(tǒng)一整合參與各類市場，從而滿足各類市場的調(diào)控門檻，制定策略參與各類交易。參與交易后，儲(chǔ)能的市場盈利將根據(jù)事先簽訂的合約，從運(yùn)營商整體市場利潤中，獲取分配利益。目前亟需拓展分布式儲(chǔ)能入市渠道，通過大規(guī)模分散小微主體聚具有可觀的發(fā)展空間。在尚未開展現(xiàn)貨試點(diǎn)的省份，拉大峰谷分時(shí)電價(jià)價(jià)差是疏導(dǎo)用戶側(cè)關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》鼓勵(lì)各地因地制宜，科學(xué)劃分峰谷時(shí)段，合理確定如表1-6所示，目前西北五省多采用峰、谷、平各八小時(shí)的分時(shí)方式，并分別針對(duì)工商業(yè)用戶及其余用戶給出了不同的分時(shí)與定價(jià)比例核定方式。其中，陜西、青海、新疆的1日1日o——1月月3月月5月月7月月月1o月陜西甘肅青海寧夏新疆對(duì)于抽水蓄能，我國自“十一五”以來的抽水蓄能建設(shè)中長期規(guī)劃目標(biāo)始終無法按期完成。雖然目前投產(chǎn)后的抽水蓄能電站相較于一般的電化學(xué)儲(chǔ)能擁有更少的平準(zhǔn)化儲(chǔ)能成本，但由于抽水蓄能電站的開發(fā)建設(shè)周期較長、開發(fā)建設(shè)受地質(zhì)、水文等因素限制較強(qiáng)，單位容量工程造價(jià)顯著高于新型儲(chǔ)能，導(dǎo)致抽水蓄能電站的投建積極性不高。抽水蓄能電站建設(shè)成本高昂的問題在西北地區(qū)尤為突出。根據(jù)國家電網(wǎng)西北分部公開數(shù)據(jù)顯示，西北域。到2030年，以西北地區(qū)的抽水蓄能總裝機(jī)容量5000萬千瓦測算，年容量電費(fèi)預(yù)計(jì)2014年起，西北地區(qū)抽水蓄能電站實(shí)行兩部制電價(jià)，依托電量電價(jià)回收抽發(fā)電量的運(yùn)行成本，通過容量電價(jià)補(bǔ)償容量成本。2021年，國家發(fā)展和改革委員會(huì)提出，在電量電價(jià)形成過程中，要體現(xiàn)市場機(jī)制作用、建立容量電費(fèi)納入輸配電價(jià)回收的機(jī)制等，為市場化改革進(jìn)程中的抽水蓄能電站運(yùn)營提供了價(jià)格機(jī)制解決方案。但是，當(dāng)前抽水蓄能電站容量難以保證分?jǐn)偡桨傅墓叫?。國外成熟電力市場運(yùn)營經(jīng)驗(yàn)表明，抽水蓄能電站在激烈的市場競爭環(huán)境下不具備獲利優(yōu)勢(shì)，伴隨著我國電力市場體系建設(shè)進(jìn)程逐漸加快，健全市場化運(yùn)行背景下的抽水蓄能電站容量電費(fèi)定價(jià)與成本分?jǐn)偡椒?，將成為促進(jìn)抽水蓄能建設(shè)、支對(duì)于光熱電站，電網(wǎng)公司是按照當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電的基準(zhǔn)電價(jià)結(jié)算，超出燃煤發(fā)電基準(zhǔn)電價(jià)部分的成本無法通過上網(wǎng)電價(jià)回收。但光熱發(fā)電處于發(fā)展初期，度電成本仍較高，并不具備與經(jīng)歷了數(shù)十年補(bǔ)貼發(fā)展的風(fēng)電、光伏平價(jià)的條件。以青海和甘肅為例，燃煤發(fā)電基電價(jià)，這意味著單獨(dú)建設(shè)光熱電站不具備經(jīng)濟(jì)性。因此，將光熱與風(fēng)電光伏優(yōu)勢(shì)互陽能資源較好時(shí)，為光伏讓出發(fā)電權(quán)，只在早晚高峰頂峰發(fā)電，年運(yùn)行小時(shí)數(shù)從4000小站整體裝機(jī)容量比重較低，不足以發(fā)揮對(duì)電網(wǎng)系統(tǒng)的支撐作用。因此光熱發(fā)電需要依賴風(fēng)谷、平時(shí)段中，谷時(shí)段基本覆蓋了光伏大發(fā)時(shí)段，大基地項(xiàng)目執(zhí)行分時(shí)電價(jià)政策后，很難綜上所述，為使光熱發(fā)電得到健康的發(fā)展，在新型電力系統(tǒng)中更好地發(fā)揮作用，建立光熱針對(duì)新能源配儲(chǔ)建而不用的問題，應(yīng)科學(xué)合理地設(shè)置新能源配儲(chǔ)比例，并通過政策傾斜促進(jìn)新能源電站使用儲(chǔ)能。其一是合理考慮新能源配儲(chǔ)成本，針對(duì)目前尚不具備配儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢(shì)的新能源，適當(dāng)放寬配儲(chǔ)標(biāo)準(zhǔn)，避免由于安全原因?qū)е碌姆羌夹g(shù)停運(yùn)；其二是對(duì)于配套建設(shè)并使用儲(chǔ)能或以共享模式落實(shí)儲(chǔ)能的新能源發(fā)電項(xiàng)目，結(jié)合儲(chǔ)能技術(shù)水平和系緩解由于經(jīng)濟(jì)性原因?qū)е碌姆羌夹g(shù)停運(yùn)；其三是合理制定新能源配儲(chǔ)標(biāo)準(zhǔn)與比例。在制定配儲(chǔ)比例時(shí)，應(yīng)考慮到新能源發(fā)電機(jī)組的出力波動(dòng)性實(shí)際上可在一定程度內(nèi)相互抵消等因由于調(diào)峰補(bǔ)償相關(guān)政策的制定出臺(tái)更新過程對(duì)儲(chǔ)能用間斷性變遷的新政替代，既不利于鞏固原有調(diào)峰補(bǔ)償政策下建立起的儲(chǔ)能投資建設(shè)與市場參與效用，也不利于新政策下市場與投資主體的信心積累。因此，面對(duì)新型儲(chǔ)能參與調(diào)峰的挑戰(zhàn)，特別是在執(zhí)行“196號(hào)文件”后所帶來的一系列存量及增量項(xiàng)目方面的問題，具體地，為營造穩(wěn)定的儲(chǔ)能建設(shè)發(fā)展環(huán)境，相關(guān)部門與機(jī)構(gòu)應(yīng)探索針對(duì)存量與增量儲(chǔ)能項(xiàng)目建立不同的調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，通過穩(wěn)定存量儲(chǔ)能項(xiàng)目的調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)保障已投運(yùn)項(xiàng)目的成本回收能力、科學(xué)研判增量儲(chǔ)能項(xiàng)目補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)以釋放合理引導(dǎo)未來儲(chǔ)能投運(yùn)規(guī)模的政策信號(hào)，彌補(bǔ)新舊補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)之間的裂隙，實(shí)現(xiàn)不同時(shí)期政策的有效銜接并增強(qiáng)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)更迭的穩(wěn)定性。通過制定穩(wěn)健的政策支持框架，在政策層面需為儲(chǔ)能技術(shù)的發(fā)展提供更為明在尚未建立容量市場的背景下，“初期靠補(bǔ)償、遠(yuǎn)期靠市場”是合理補(bǔ)償儲(chǔ)能投建成本的方式。其中，針對(duì)投建早期的儲(chǔ)能電站建設(shè)成本高、競爭水平較低等問題，建議通過具體地，首先應(yīng)開展不同時(shí)期建設(shè)儲(chǔ)能的成本測算。這包括在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用電側(cè)應(yīng)用場景下，分析各類新型儲(chǔ)能技術(shù)成本結(jié)構(gòu)、影響因素及變化趨勢(shì)，綜合考慮儲(chǔ)能運(yùn)營的現(xiàn)金流平衡與合理收益水平，從而針對(duì)不同時(shí)期投建的儲(chǔ)能，分別形成各類儲(chǔ)能技術(shù)此外，針對(duì)新增新型儲(chǔ)能的容量補(bǔ)償成本，應(yīng)通過多種途徑疏導(dǎo)，包括納入輔助服務(wù)費(fèi)用，由所有工商業(yè)用戶分?jǐn)偅蛴煽稍偕茉窗l(fā)電企業(yè)購買調(diào)峰能力等不同類型儲(chǔ)能電站的投資成本存在巨大差異，總體較高，若新型儲(chǔ)能大規(guī)模應(yīng)用容量電價(jià)并通過輸配電價(jià)疏導(dǎo)，勢(shì)必推高終端電價(jià)。另一方面，單位造價(jià)與項(xiàng)目經(jīng)營期對(duì)新型儲(chǔ)能電站的容量電價(jià)測算影響較大。因此，可以采用競爭性招標(biāo)方式，設(shè)定容量電價(jià)上限，由電站投資主體報(bào)價(jià)競爭獲取新型儲(chǔ)能建設(shè)規(guī)模指標(biāo)。同時(shí)，對(duì)于市場化電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能電站，可以優(yōu)先鼓勵(lì)其通過市場競爭的方式實(shí)現(xiàn)其系統(tǒng)調(diào)節(jié)價(jià)值；對(duì)于非市場化的電網(wǎng)替代在新能源與儲(chǔ)能協(xié)同發(fā)展的背景下，簽訂長期協(xié)議成為確保兩者有效融合僅可以提高儲(chǔ)能的利用效率，還能夠?yàn)殡p方提供穩(wěn)定的收益保障。然而，在推行容量租賃模式的過程中，受制于儲(chǔ)能租賃標(biāo)準(zhǔn)不明、新能源租賃動(dòng)力不足等原因，儲(chǔ)能無法通過容西北五省中，僅有新疆明確儲(chǔ)能容量租賃價(jià)格和期限，其余省區(qū)的標(biāo)準(zhǔn)有待明確。容量租賃市場表現(xiàn)不佳，且不同儲(chǔ)能電站之間的租賃情況差異較大，部分儲(chǔ)能項(xiàng)目收益難以覆蓋成本。此外，新能源是否配儲(chǔ)的調(diào)用結(jié)果差異不大、政策懲罰力度略顯疲軟，導(dǎo)致新能源綜合上述問題，建議采取以下措施：首先，制定統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)和政策指導(dǎo)，明確租賃價(jià)格、租賃期限等，以減少市場不確定性；其次，推動(dòng)政策的落地實(shí)施，通過發(fā)布容量租賃通過建立交易平臺(tái)進(jìn)行容量租賃市場的撮合交易，可以提高交易效率、規(guī)范市場行為，增加公示公信度；最后，細(xì)化獎(jiǎng)懲措施，對(duì)租賃儲(chǔ)能的新能源電站給予相應(yīng)的獎(jiǎng)勵(lì)，如優(yōu)先對(duì)比政策與西北地區(qū)執(zhí)行現(xiàn)狀，建議西北各省進(jìn)一步拉大峰谷分時(shí)電價(jià)比例，并盡快基于西北地區(qū)實(shí)際數(shù)據(jù)，設(shè)置不同的峰谷分時(shí)電價(jià)場景進(jìn)行新能源消納靈敏度分析，峰平谷1121314151617181但同時(shí)值得注意的是，在極端場景下，即若系統(tǒng)中不考慮剛性負(fù)荷，所有負(fù)荷均為對(duì)價(jià)格較敏感的彈性負(fù)荷，峰谷分時(shí)電價(jià)比例并非越大越能夠促進(jìn)可再生能源的消納。其原因?yàn)檫^高的峰谷分時(shí)電價(jià)比例會(huì)使得峰時(shí)負(fù)荷劇烈降低，谷時(shí)負(fù)荷劇烈上升，引發(fā)“峰谷倒置”問題。因此，建議西北各省合理估計(jì)本省剛性負(fù)荷與彈性負(fù)荷比例，在拉大價(jià)差的按照兩部制電價(jià)結(jié)構(gòu)，電網(wǎng)企業(yè)需按期向抽水蓄能電站支付容量電費(fèi)以彌補(bǔ)電站建設(shè)成本，表現(xiàn)為按單位容量的機(jī)組核定容量電價(jià)。抽水蓄能電站在經(jīng)營期內(nèi)，因抽發(fā)電量和運(yùn)營條件改變會(huì)動(dòng)態(tài)地進(jìn)入盈利或虧損狀態(tài)。因此，以實(shí)現(xiàn)經(jīng)營期內(nèi)收支平衡為目標(biāo)的容量電價(jià)也需要滾動(dòng)核定。陜西某在建抽水蓄能電站的經(jīng)濟(jì)財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)指標(biāo)如表1-8所示，在基于抽水蓄能跨時(shí)段耦合的運(yùn)行特性，在計(jì)算容量電價(jià)時(shí)可以進(jìn)一步考慮抽水蓄能的輔助服務(wù)市場出清及與現(xiàn)貨市場的協(xié)調(diào)機(jī)制。在市場化運(yùn)營環(huán)境下，抽水蓄能電站可通過順次參與現(xiàn)貨市場和調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易獲取一部分電量收益和輔助服務(wù)收益。因此，核定對(duì)于抽水蓄能電站的成本分?jǐn)?，就角色定位而言，抽水蓄能電站可以支撐系統(tǒng)全穩(wěn)定的運(yùn)行目標(biāo)，在市場環(huán)境下為發(fā)電商和用戶開展電力交易提供保障。因此，抽水蓄能電站容量電費(fèi)的分?jǐn)偙举|(zhì)上屬于公共產(chǎn)品固定成本的分?jǐn)偂８鶕?jù)“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，可以使用分?jǐn)傊黧w在電力市場中應(yīng)當(dāng)分?jǐn)偟闹Ц冻杀痉蓊~來表示抽水蓄能電站對(duì)分?jǐn)傊黧w的價(jià)值，即認(rèn)為從系統(tǒng)中引入抽水蓄能電站后獲取更大價(jià)值的分?jǐn)傊黧w，引發(fā)了更針對(duì)光熱電站在初期階段投資較大的問題，引入適宜的容量電費(fèi)作為激勵(lì)機(jī)制，對(duì)于確保此類電站順利起步并實(shí)現(xiàn)持續(xù)發(fā)展具有重要意義。鑒于抽水蓄能電站與火電設(shè)施已形成成熟的容量電費(fèi)體系，光熱電站容量電費(fèi)的設(shè)計(jì)宜汲取火電模式的經(jīng)驗(yàn)，采取部分補(bǔ)償而非全額覆蓋的策略。若容量電費(fèi)設(shè)置過高，可能出現(xiàn)類似抽水蓄能電站的情況，即在滿足基本生存條件后，電站的發(fā)電積極性相對(duì)降低，不再有強(qiáng)烈的動(dòng)力去追求更高的市電能量市場競爭活力的平衡點(diǎn)上。深入分析全國范圍內(nèi)光熱發(fā)電機(jī)組的投資成本，制定出實(shí)施這一政策，旨在為投資者提供一個(gè)穩(wěn)定的收入預(yù)期和來源，同時(shí)體現(xiàn)光熱發(fā)電在電力隨著電力現(xiàn)貨市場的健全，儲(chǔ)能作為一種靈活性強(qiáng)、調(diào)節(jié)能力強(qiáng)獨(dú)立儲(chǔ)能按月自主選擇以“報(bào)量報(bào)價(jià)”或“報(bào)量不報(bào)價(jià)”充電電量執(zhí)行用戶側(cè)結(jié)算電價(jià)；電網(wǎng)供應(yīng)緊張時(shí)，儲(chǔ)能電然而我國電力現(xiàn)貨市場還處于初期試運(yùn)行階段，儲(chǔ)能在現(xiàn)貨市場中參與的門檻、申報(bào)方式以及結(jié)算方式尚不明確，這在一定程度上制約了儲(chǔ)能技術(shù)的廣泛應(yīng)用與發(fā)展。為應(yīng)對(duì)首先，在市場建設(shè)初期，獨(dú)立儲(chǔ)能主體的門檻設(shè)置應(yīng)突出靈活性，建議允許較大規(guī)模的儲(chǔ)初期采用自調(diào)度模式參與，即儲(chǔ)能根據(jù)現(xiàn)貨市場價(jià)格預(yù)測，自行提交充放電曲線。自調(diào)度積累運(yùn)營與決策數(shù)據(jù)。對(duì)于新能源配套儲(chǔ)能主體，則以當(dāng)?shù)匦履茉窗l(fā)電機(jī)組的申報(bào)、結(jié)算與考核方式參與市場。待市場成熟后，建議取消獨(dú)立儲(chǔ)能主體的參與門檻，允許小容量儲(chǔ)能以聚合的方式參與。此外，建議以半調(diào)度的模式接納獨(dú)立儲(chǔ)能主體，即儲(chǔ)能申報(bào)其充放電里程成本、物理參數(shù)、期望的始末電量等，參與市場的優(yōu)化出清過程，而不再僅作為被近年來，我國輔助服務(wù)市場規(guī)?？焖僭鲩L。根據(jù)國家能源局統(tǒng)計(jì)，2023年我國電力輔助服務(wù)費(fèi)用共計(jì)278億元，占上網(wǎng)電費(fèi)的1.9%，其中調(diào)峰、調(diào)頻和備用費(fèi)用95.6%[29]。按照2030年全社會(huì)用電量12萬億千瓦時(shí)、平均銷售電價(jià)0.6元/千瓦、輔助服務(wù)費(fèi)用占全社會(huì)用電費(fèi)用3%計(jì)算，2030年我國輔助服務(wù)市場規(guī)模有望快速增長至2160億元。從市場運(yùn)營角度看，國家發(fā)改委196號(hào)文件雖然旨在建立健全電力輔助服務(wù)市場價(jià)格機(jī)制，但其執(zhí)行中可能面臨電力市場的不完善和制度環(huán)境的不穩(wěn)定。如何在調(diào)峰補(bǔ)償降低的同時(shí)，通過其他市場機(jī)制或政策工具為儲(chǔ)能等新技術(shù)提供更多的盈利機(jī)會(huì)和激首先，構(gòu)建多維度收益模型，除了參與基本的調(diào)峰市場的多種輔助服務(wù)來實(shí)現(xiàn)收益多元化，例如參與電力系在調(diào)頻輔助服務(wù)市場中，考慮到儲(chǔ)能的快速響應(yīng)特性，與普通發(fā)電機(jī)組不同，以以沒有基礎(chǔ)能量出力的形式提供調(diào)頻輔助服務(wù)（即：不參與電能量市場直接參與調(diào)頻市場也可以同時(shí)參與電能量市場以及調(diào)頻市場，在電能量出力水平附），在備用市場中，將新型儲(chǔ)能最大充放電功率與經(jīng)濟(jì)充放電功率的差異作為備用參與市場的依據(jù)?？紤]到單個(gè)儲(chǔ)能容量相對(duì)較小的特點(diǎn)，建議通過聚合方式，在市場上以聚合商在價(jià)格機(jī)制上，應(yīng)考慮服務(wù)的實(shí)際價(jià)值，如根據(jù)儲(chǔ)能在提升系統(tǒng)穩(wěn)定性和提高新能源最后，優(yōu)化電力市場機(jī)制，例如，推動(dòng)建立以服務(wù)價(jià)值為基礎(chǔ)的定價(jià)機(jī)制，確保等靈活性資源的貢獻(xiàn)得到充分的市場價(jià)值認(rèn)可。同時(shí)，建立績效評(píng)估體系，對(duì)提供優(yōu)質(zhì)服務(wù)的儲(chǔ)能項(xiàng)目給予額外獎(jiǎng)勵(lì)，激發(fā)儲(chǔ)能優(yōu)化調(diào)配和高效運(yùn)用，從而增強(qiáng)儲(chǔ)能系統(tǒng)的市場適應(yīng)性，確保其在振蕩的市場環(huán)境中保持經(jīng)濟(jì)可持續(xù)性，同時(shí)發(fā)揮其在電力系統(tǒng)靈活性提升根據(jù)國內(nèi)容量機(jī)制的實(shí)踐，在市場運(yùn)行初期，主要采用容量補(bǔ)償機(jī)制，未來會(huì)逐步過渡到容量市場機(jī)制。我國已明確提出新型儲(chǔ)能可作為獨(dú)立儲(chǔ)能參與電力市場，但在儲(chǔ)能參與容量市場的建設(shè)中，仍存在一系列問題，無法將國外容量市場的建設(shè)經(jīng)驗(yàn)直接應(yīng)用于未來我國考慮儲(chǔ)能參與下的市場建設(shè)。首先，在現(xiàn)行國外容量市場機(jī)制下，儲(chǔ)能資源的容量價(jià)值和物理特性往往難以體現(xiàn)，且長期獲利不足。這主要是因?yàn)楝F(xiàn)有的電力市場設(shè)計(jì)并未充分考慮儲(chǔ)能的獨(dú)特運(yùn)行模式和調(diào)度靈活性。其次，目前國外電力容量市場出清機(jī)制的設(shè)計(jì)也未能充分適應(yīng)儲(chǔ)能資源的特性。在建立容量出清模型時(shí)，當(dāng)前電力容量市場出清機(jī)制多基于單時(shí)段，對(duì)于能夠在不同時(shí)間進(jìn)行充放電作業(yè)的儲(chǔ)能資源來說，這種單時(shí)段計(jì)算的出清模型難以反映儲(chǔ)能資源在全天不同時(shí)間段內(nèi)提供電力穩(wěn)定性的真實(shí)價(jià)值。以上問題標(biāo)志著，當(dāng)前國外容量市場的建設(shè)尚未能完全適應(yīng)新型儲(chǔ)能參與電力系統(tǒng)的需求，這在一定程度上限制了儲(chǔ)能技術(shù)在提升電力系統(tǒng)靈活性、促進(jìn)清潔能源消納等方面的作用發(fā)揮，也影響了儲(chǔ)能項(xiàng)目的獲利空間，亟待建立中國特色的考慮儲(chǔ)能的容量市場交易、出清與結(jié)在市場準(zhǔn)入標(biāo)準(zhǔn)方面，可因地適宜降低新型儲(chǔ)能資源的準(zhǔn)入標(biāo)準(zhǔn)，增加更多小規(guī)模儲(chǔ)容量的儲(chǔ)能對(duì)系統(tǒng)的可靠性貢獻(xiàn)不同。容量市場應(yīng)當(dāng)采用分等級(jí)分類型方式，通過將儲(chǔ)能對(duì)系統(tǒng)充裕度的貢獻(xiàn)折算后，與火電等其他類型電源在容量市場中同臺(tái)競價(jià)。在容量市場交易品種方面，可為新型儲(chǔ)能資源設(shè)計(jì)多樣化容量產(chǎn)品，并細(xì)化容量市場類別。在容量出清機(jī)制方面，由于儲(chǔ)能的調(diào)度可行性不僅取決于當(dāng)前的充電狀態(tài)，還涉及到未來時(shí)段的電如作為需求側(cè)響應(yīng)資源、虛擬聚合資源、與新能源組成聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)等，未來容量機(jī)制建但在規(guī)劃方案引導(dǎo)下儲(chǔ)能設(shè)施發(fā)展迅速，這就可能導(dǎo)致儲(chǔ)能設(shè)施的閑置?？缡】鐓^(qū)交易可以為這些閑置的儲(chǔ)能設(shè)備提供新的市場機(jī)會(huì)。寧夏等地區(qū)的儲(chǔ)能設(shè)施可以通過參與西北五省乃至更廣區(qū)域內(nèi)的電力交易，實(shí)現(xiàn)資源優(yōu)化配置。這種跨省跨區(qū)的交易模式不僅能夠提此外，在跨區(qū)交易中，抽蓄可以發(fā)揮重要的調(diào)節(jié)作用。抽蓄能夠在電力供應(yīng)富余存電能，在電力緊缺時(shí)釋放電能，起到平衡區(qū)域間電力供需的作用。這不僅有助于優(yōu)化資源配置，還能提升儲(chǔ)能設(shè)施的利用效率，進(jìn)一步拓寬其收益空間。當(dāng)跨省之間出現(xiàn)電力盈余或短缺時(shí)，抽蓄電站能夠快速響應(yīng)，通過調(diào)節(jié)出力來平衡供需關(guān)系。同時(shí)，抽蓄的快速響應(yīng)能力使其能夠在跨區(qū)交易中靈活調(diào)節(jié)電力流動(dòng)，增強(qiáng)電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性。尤其是在大綜上所述，儲(chǔ)能與跨省跨區(qū)交易的結(jié)合，可以為西北地區(qū)乃至全國的儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)發(fā)辟新的道路。通過政策引導(dǎo)、市場機(jī)制創(chuàng)新和跨區(qū)域合作，不僅可以有效解決儲(chǔ)能設(shè)施初期的經(jīng)濟(jì)障礙，還能充分發(fā)揮儲(chǔ)能技術(shù)在電力系統(tǒng)中的調(diào)節(jié)作用，促進(jìn)新能源的高效利用要形成新能源配儲(chǔ)的良好生態(tài)，最終還是需要通過市場手段“托底同時(shí)利用抽蓄電量消納新能源，創(chuàng)新儲(chǔ)能的參與模式。儲(chǔ)能工廠實(shí)際包含梯級(jí)電站儲(chǔ)能泵站和新能源電站，利用上下梯級(jí)水庫調(diào)節(jié)能力，將棄光棄風(fēng)電量以水之勢(shì)能的形式存儲(chǔ)，一是實(shí)現(xiàn)對(duì)新能源的棄電量的存蓄備用，二是將新能源棄電量轉(zhuǎn)換為更平穩(wěn)可調(diào)的水力電源側(cè)新型儲(chǔ)能，在現(xiàn)有新能源和儲(chǔ)能捆綁聯(lián)合申報(bào)基礎(chǔ)上，增加獨(dú)立申報(bào)機(jī)制，拓展儲(chǔ)能收益來源。在獨(dú)立運(yùn)營模式下，由儲(chǔ)能項(xiàng)目投資方負(fù)責(zé)運(yùn)行管理及設(shè)備維護(hù)，從電網(wǎng)獲取低價(jià)電能，經(jīng)調(diào)節(jié)后向電網(wǎng)提供高質(zhì)量電能，發(fā)電凈收益歸儲(chǔ)能投資方所有。在聯(lián)合運(yùn)營模式下，新能源與儲(chǔ)能作為整體向電網(wǎng)供電，電網(wǎng)按全廠加權(quán)平均電價(jià)結(jié)算聯(lián)合運(yùn)營公司輔助服務(wù)、容量補(bǔ)償與容量市場、需求側(cè)響應(yīng)等多種方面獲得多種收益。通過市場手段挖所謂“共享儲(chǔ)能”，就是以電網(wǎng)為紐帶，允許電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能通過容量租賃等方式分閑置容量轉(zhuǎn)交發(fā)電側(cè)集中式新能源使用，在助力新能源滿足強(qiáng)制配儲(chǔ)政策要求的同時(shí)，減輕新能源自建儲(chǔ)能的成本負(fù)擔(dān)，同時(shí)為電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能拓寬收益渠道?；诖?，共享儲(chǔ)能的收益渠道可拓寬至多個(gè)方面：一是容量租賃模式，將儲(chǔ)能容量租賃給新能源場站，獲取租金；二是通過提供輔助服務(wù)（調(diào)峰調(diào)頻等）獲取相關(guān)收益，甚至萬千瓦時(shí)儲(chǔ)能電站開工，標(biāo)志著共享儲(chǔ)能模式的探索開始。寧夏自治區(qū)發(fā)展改革委《關(guān)于加快促進(jìn)儲(chǔ)能健康有序發(fā)展的通知》提出：“鼓在調(diào)峰輔助服務(wù)，頂峰交易和容量租賃等方面均有收益，發(fā)揮了儲(chǔ)能“一站多用”的共享作用，有效提高寧夏電網(wǎng)的調(diào)峰能力，推動(dòng)實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)削峰填谷，緩解高峰供電壓力，促進(jìn)未來，隨著調(diào)用方式的改變，共享儲(chǔ)能有望從此前的每日“一充一放”轉(zhuǎn)變?yōu)椤岸喑涠喾拧?、“淺充淺放”，將大幅提升儲(chǔ)能電站的利用率。綜上，建議針對(duì)集中式儲(chǔ)能，探站多用”的共享作用。積極支持各類主體開展共享儲(chǔ)能、云儲(chǔ)能等創(chuàng)新商業(yè)模式的應(yīng)用示用戶側(cè)儲(chǔ)能設(shè)備可以根據(jù)用戶的需求和電價(jià)波動(dòng)選擇合適的時(shí)間進(jìn)行儲(chǔ)能和放能操作，從而實(shí)現(xiàn)能源的高效利用。此外，用戶側(cè)儲(chǔ)能還可以與分布式能源發(fā)電系統(tǒng)結(jié)合，實(shí)共同投資和使用儲(chǔ)能設(shè)施，實(shí)現(xiàn)資源共享和成本分?jǐn)偂＿@種模式不僅提高了儲(chǔ)能設(shè)備的利當(dāng)前，用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目一般采用用戶自建或合共享儲(chǔ)能的商業(yè)模式則進(jìn)一步優(yōu)化，通過多個(gè)用戶共同出資和使用儲(chǔ)能設(shè)備，分?jǐn)偭顺跗诮ㄔO(shè)和后期維護(hù)的成本。這種模式下，收益分配可以根據(jù)每個(gè)用戶的用電量和儲(chǔ)能設(shè)備的新型儲(chǔ)能參與電力市場交易實(shí)施方案》，實(shí)施方案明確了獨(dú)立儲(chǔ)能、電源側(cè)儲(chǔ)能、用戶側(cè)在電力現(xiàn)貨市場實(shí)時(shí)價(jià)格引導(dǎo)下，用戶側(cè)儲(chǔ)能可執(zhí)行低充高放策略，從場景和實(shí)際用電行為，有可能實(shí)現(xiàn)一天超過兩充兩放，提升儲(chǔ)能系統(tǒng)利用率，加快投資回共享儲(chǔ)能在這種市場背景下將有更大的發(fā)展?jié)摿Α６鄠€(gè)用戶共同參與儲(chǔ)能設(shè)備和使用，可以進(jìn)一步提升儲(chǔ)能系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性和靈活性，降低單個(gè)用戶的投資風(fēng)險(xiǎn)，促進(jìn)儲(chǔ)能技術(shù)的普及和應(yīng)用。隨著電池等主要設(shè)備成本的下降和性能的提升，以及電力市場化交易的不斷完善和推進(jìn)，電力市場中的現(xiàn)貨價(jià)格波動(dòng)將為用戶側(cè)儲(chǔ)能帶來無限的收益為解決新老儲(chǔ)能同臺(tái)競價(jià)時(shí)，存量儲(chǔ)能競爭力不足的問題，尋求長期協(xié)議是保障存量儲(chǔ)能合理收益的重要手段。除發(fā)電側(cè)容量租賃外，將協(xié)議范圍拓寬至用電側(cè)，參考?xì)W美促進(jìn)“新能源+儲(chǔ)能”與售電公司間簽訂10年及以上的長期協(xié)議，是可一方面，長期協(xié)議在項(xiàng)目建設(shè)前期的融資階段，幫助項(xiàng)目鎖定未來的現(xiàn)金流，作為項(xiàng)目融資基礎(chǔ)，能夠與新能源配儲(chǔ)政策形成合力，倒推新能源配置安全性滿足要求的儲(chǔ)能，或?qū)嶋H利用起所租賃的共享儲(chǔ)能設(shè)置，促進(jìn)新能源配置儲(chǔ)能利用率的有效提升及其合理收益的提升；另一方面，新能源發(fā)電具有近零的邊際成本，配儲(chǔ)后相較傳統(tǒng)能源發(fā)電及分時(shí)電價(jià)具有一定的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢(shì)，將為售電公司帶來用戶側(cè)電價(jià)紅利，同時(shí)長期協(xié)議將提前鎖西北地區(qū)高度關(guān)注儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展情況，儲(chǔ)能發(fā)展規(guī)模、峰標(biāo)準(zhǔn)、電能量市場參與方式成為政策關(guān)注的重點(diǎn)，明確抽蓄參與跨省區(qū)交易規(guī)則、新疆與此同時(shí)，現(xiàn)階段儲(chǔ)能收益水平受政策因素影響明顯，參考儲(chǔ)能主要收益渠補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)、容量租賃標(biāo)準(zhǔn)、容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)仍有待明確。196號(hào)文執(zhí)行后，寧夏等省份的儲(chǔ)早期投建的儲(chǔ)能收益難以保證，需針對(duì)新老儲(chǔ)能分別建立容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)；儲(chǔ)能容量租賃的不足困境；另一方面，西北地區(qū)儲(chǔ)能也存在不足，例如陜西等地儲(chǔ)能整體投資意愿低于政策規(guī)劃期望水平，儲(chǔ)能政策與規(guī)則先行，投資者仍處于觀望狀態(tài)。這一矛盾存在的本質(zhì)原因是不同儲(chǔ)能作用的時(shí)間尺度不同，用“一刀切”式的新能源配儲(chǔ)政策無法匹配電力電量為此，西北地區(qū)一方面需要科學(xué)優(yōu)化新能源配儲(chǔ)比例，另一方面，儲(chǔ)能的核心問題仍是成本疏導(dǎo)問題，需要增強(qiáng)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)激勵(lì)。初期，應(yīng)通過區(qū)別調(diào)用、完善上述多項(xiàng)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)、拉大峰谷價(jià)差等方式，探索完善發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)與用戶側(cè)儲(chǔ)能的補(bǔ)償機(jī)制。遠(yuǎn)期，應(yīng)促進(jìn)推動(dòng)儲(chǔ)能通過參與電能量、輔助服務(wù)、容量等市場，形成多維度收益結(jié)構(gòu)，同時(shí)增加儲(chǔ)能參與跨省區(qū)交易的自由度，在拓寬儲(chǔ)能收益空間的同時(shí)，借助儲(chǔ)能增強(qiáng)省間互光熱的度電成本顯著高于新型儲(chǔ)能，其中西北地區(qū)超過90%的抽水蓄能項(xiàng)目的單位造價(jià)目前仍需要依賴風(fēng)光熱一體化項(xiàng)目中的其余新能源彌補(bǔ)高額成本。當(dāng)前，西北地區(qū)需盡快當(dāng)前，西北地區(qū)新型儲(chǔ)能收益渠道仍有望進(jìn)一步的電網(wǎng)側(cè)共享儲(chǔ)能商業(yè)模式，完善其容量租賃的價(jià)格與期限標(biāo)準(zhǔn)。此外，側(cè)共享儲(chǔ)能商業(yè)模式，引導(dǎo)多用戶共同出資和投運(yùn)新型儲(chǔ)能，分?jǐn)偝跗诮ㄔO(shè)和后期維護(hù)成訂長期協(xié)議，解決早期投運(yùn)儲(chǔ)能競爭力下降、難以長期盈利的運(yùn)營困境，真正利用儲(chǔ)能的西北地區(qū)電力跨省跨區(qū)交易關(guān)鍵問題研究當(dāng)前西北電網(wǎng)跨省跨區(qū)主要交易通道如圖2-1所示，其中部分外送通道的詳細(xì)情況如表2-1所示。當(dāng)前西北電網(wǎng)將在原規(guī)西北直流通道17回，外送規(guī)模達(dá)到1.18億千瓦[28]。以寧夏為例，自各通道建成以來，網(wǎng)華電北網(wǎng)華電沂南甘肅-浙江棗莊沂南甘肅-浙江青島哈密北天山甘肅-山東伊克昭哈密北天山甘肅-山東伊克昭隴東寶雞陜北-安徽銀川東陜北羅敷古泉靈州柴達(dá)木海南紹興河西-浙江華東電網(wǎng)陜北-河南新疆-重慶駐馬店鄭州拉薩換靈寶陜北-武漢重慶德陽武漢韶山西南網(wǎng)電華中網(wǎng)電寧夏陜北羅敷古泉靈州柴達(dá)木海南紹興河西-浙江華東電網(wǎng)陜北-河南新疆-重慶駐馬店鄭州拉薩換靈寶陜北-武漢重慶德陽武漢韶山西南網(wǎng)電華中網(wǎng)電寧夏-湖南72指送端電廠與受端電網(wǎng)，以及送端10個(gè)輔助服務(wù)聚合商、1家虛擬電廠入市[22]。目前，跨省區(qū)交易仍以網(wǎng)對(duì)網(wǎng)交易為主，點(diǎn)對(duì)點(diǎn)交易規(guī)模較小。整體上看，西北地區(qū)（外送）市場主體呈多樣化態(tài)勢(shì)，儲(chǔ)能、虛擬交易3681.6億千瓦時(shí)，同比增長6.2%，其中，跨區(qū)送出（含轉(zhuǎn)送電量71.0億千瓦時(shí)）跨省交易357.7億千瓦時(shí)，占交易總量的9.7%。分省來看，陜西送出均價(jià)最高，主要是陜西外送以火電為主，省內(nèi)燃煤基準(zhǔn)價(jià)最高，且短期市場高峰時(shí)段支援電量占比較高；青海、新疆送出均價(jià)較低，主要是配套電源外送占比、外送電量新能源占比均較高，且省內(nèi)800700600500400300200100027%17%17%13%13%7%-10%7%5%-4%-8%390388372315292276258322282315292276258322282310242235242235l月2月3月4月5月月7月8月9月10月月12月跨區(qū)購入跨區(qū)送出跨省送出——同比40%20%-20%-40%-60%-80%-100%21001800150012009006003001917554239104l42104854385配套火電配套新能源配套水電陜西甘肅青海寧夏新疆100%80%60%40%20%76%76%76%76%24%24%24%24%20%18%19%l4%15%19%19%16%20%18%19%l月2月3月4月5月月7月8月月10月月12月——配套送出占比——網(wǎng)內(nèi)送出占比西北電網(wǎng)跨省交易主要優(yōu)勢(shì)為新能源靈活交易)年度（多年）l06)年度（多年）l06,30%49,l4%短期交易調(diào)峰替發(fā)7,4%省間現(xiàn)貨8%調(diào)峰替發(fā)7,4%省間現(xiàn)貨8%獎(jiǎng)罰電量,2,1%備用市場日前實(shí)時(shí),76,47%跨省跨區(qū)輸電是保障國家能源戰(zhàn)略安全，解決我國能源資源和負(fù)荷中心逆向分布矛盾推動(dòng)了西北各省的省內(nèi)富余電力交易，實(shí)現(xiàn)了電力資源在更大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置，在保障面，西北地區(qū)執(zhí)行北京電力交易中心印發(fā)的《跨區(qū)跨省電力中長期交易實(shí)施細(xì)則（2024交易規(guī)則（試行）》。此外，西北地區(qū)陸續(xù)出臺(tái)了具有西北特色的不同時(shí)間尺度下的跨省交易機(jī)制，包括電力中長期、調(diào)峰、頂峰等省間輔助服務(wù)交易等。整體上看，當(dāng)前西北地區(qū)已初步建立了一系列考慮新能源的跨省區(qū)交易探索，取得積極成效。西北地區(qū)跨省跨區(qū)交易的交易組織流程初步明確；包括電能量交易、跨省綠電交易、跨省調(diào)峰交易、頂峰交富余能力參與跨省外送的組織原則較為清晰，有力地支撐了西北地區(qū)跨省跨區(qū)交易業(yè)務(wù)（征求意見稿）》對(duì)未來西北地區(qū)跨省跨區(qū)交易變化趨勢(shì)進(jìn)行如下三方面展望。在建設(shè)全國統(tǒng)一電力市支撐能源轉(zhuǎn)型和雙碳目標(biāo)；其二是深化市場化改革，推進(jìn)電力中長期市場精細(xì)化；其三是在中長期跨省跨區(qū)交易中，《實(shí)施細(xì)則》引導(dǎo)包括西北地區(qū)在內(nèi)的各主體新增了清潔能源的合同轉(zhuǎn)讓交易、新能源發(fā)電企業(yè)的預(yù)掛牌交易，擴(kuò)展了新能源參與省間交易的空間。在新能源跨省跨區(qū)的外送過程中，合同轉(zhuǎn)讓能夠使得受端省份通過減少本地火電發(fā)電量的方而預(yù)掛牌交易允許新能源通過報(bào)價(jià)不報(bào)量的交易模式參與中長期交易，可以降低新能源因②深化市場化改革，推進(jìn)電力中長期與現(xiàn)貨交易的銜接，實(shí)現(xiàn)中長期交易精細(xì)化。隨著新型電力系統(tǒng)不斷建設(shè)與省間現(xiàn)貨不斷成熟，推動(dòng)中長期交易分時(shí)段帶曲線交易、縮市場參與主體在月度或月內(nèi)提前申報(bào)依照電量-電價(jià)曲線中標(biāo)的成交電量可能會(huì)由于源不確定性而無法執(zhí)行，不利于新能源的跨省區(qū)消納和大范圍資源互濟(jì)，需要考慮采用更短周期的交易頻次，以及連續(xù)運(yùn)營等方式，提升新能源消納水平。為此，《實(shí)施細(xì)則》強(qiáng)調(diào)了合同交易須帶電力曲線交易，推進(jìn)中長期分時(shí)段、帶曲線交易，并且將交易周期延伸③規(guī)范交易流程，維護(hù)市場秩序，助推交易組織管理水平的提升。隨著西北地區(qū)跨省跨區(qū)交易建設(shè)不斷完善，細(xì)化各環(huán)節(jié)規(guī)程，增強(qiáng)合規(guī)性、規(guī)范服務(wù)時(shí)限，提高服務(wù)水平和運(yùn)營效率成為發(fā)展趨勢(shì)?？缡】鐓^(qū)交易在公告發(fā)布、交易申報(bào)、安全校核等方面對(duì)時(shí)限進(jìn)行了調(diào)整，為市場主體交易決策預(yù)留了更長時(shí)間，提升了市場服務(wù)水平。此外，隨著中長期連續(xù)運(yùn)營不斷推進(jìn)，縮短交易周期、提高頻次也將對(duì)市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)的工作效率和管理一方面，“西電東送”價(jià)格仍處于較低水平，清潔能源生態(tài)成本無法例如2020年，黃河公司“西電東送”清潔能源項(xiàng)目中，落地電價(jià)與山東、河南等受電省為全國最低，外送電的落地價(jià)格普遍低于當(dāng)?shù)鼗痣娀鶞?zhǔn)價(jià)，未能體現(xiàn)青?！熬G電”的生態(tài)價(jià)值。與此同時(shí)，青海在缺電時(shí)段外購電價(jià)價(jià)價(jià)/為解決可再生能源消納問題，將新能源補(bǔ)貼由政府行為轉(zhuǎn)變?yōu)槭袌鲂袨?，我國逐漸形成了以配額制為框架，以綠電、可再生能源綠色證書為配套的交易制度。配額制強(qiáng)制性規(guī)定了責(zé)任主體可再生能源最低消納責(zé)任權(quán)重，若不能達(dá)到這一最低權(quán)送端新能源大省消納任務(wù)重。2023年，西北五省中，青海、寧夏、甘肅的非水電消納責(zé)然而，跨區(qū)送出的新能源電量僅計(jì)入受端省消納份額。西北作為國家重要清潔能源外送基地，許多清潔能源發(fā)電量通過跨區(qū)外送消納，這導(dǎo)致了大量的外送非水可再生能源無法計(jì)入送端省份的配額指標(biāo)，進(jìn)一步加劇了送端完成指標(biāo)的壓力，導(dǎo)致部分送端省份新能送能力達(dá)到7071萬千瓦，西北地區(qū)已成為國網(wǎng)公司系統(tǒng)內(nèi)新能源裝機(jī)占比最高、外送規(guī)模最大的區(qū)域電網(wǎng)[2]。隨著新能源裝機(jī)滲透率的不斷增長，傳統(tǒng)中長期交易模式日漸出現(xiàn)導(dǎo)致傳統(tǒng)外送省份難以準(zhǔn)確預(yù)測發(fā)電能力，在電力保供大背景與傳統(tǒng)中長期合同剛性執(zhí)行成以上為光伏，發(fā)、用電特性嚴(yán)重不匹配，系統(tǒng)由“確定性平衡”轉(zhuǎn)為“概率化平衡”，本地平衡和電力外送均嚴(yán)重依賴新能源出力，“極熱無風(fēng)”，“晚峰無光”等時(shí)段將同時(shí)面臨電力缺口，保障電力外送將存在巨大困難。區(qū)內(nèi)方面，日間新能源大發(fā)“棄電”與早晚用電高峰“缺電”并存。外送方面，購電省晚高峰購電需求與寧夏僅有的日間富余外送圖2-6寧夏新能源“送不出去，買不進(jìn)來”2.在以煤電為主的常規(guī)電源發(fā)電結(jié)構(gòu)下，一次能源電成本，傳統(tǒng)的中長期交易合同通常采用固定電價(jià)機(jī)制，不適應(yīng)一次能源供需形勢(shì)快速變電力外送出現(xiàn)惜售現(xiàn)象，中長期交易規(guī)模減少，電網(wǎng)然而，新能源出力具有間歇性和波動(dòng)性，對(duì)實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定可靠的電力外送目標(biāo)形成挑戰(zhàn)。據(jù)統(tǒng)計(jì)，當(dāng)前，新能源大規(guī)模發(fā)展但實(shí)際運(yùn)行中提供的可靠容量不超過5%，且大多不能提供因此，新能源的低可靠性與高外送需求存在一定的矛盾，如果新能源僅獨(dú)立參與跨省區(qū)外送，那么可靠容量對(duì)應(yīng)電量將極小，難以匹配現(xiàn)貨交易曲線。為此，需要新能源與配套火電合力參與電力外送，其中依靠火電為新能源出力波動(dòng)提供調(diào)峰能力，形成穩(wěn)定外送曲線。然而，目前配套火電參與外送存在一系列問題，影響了高比例新能源的大規(guī)模外一方面，外送通道的新火打捆比例尚不明確。在現(xiàn)有的新能源與常規(guī)能源統(tǒng)研究中，新能源與火電配置比例通常根據(jù)實(shí)際工程經(jīng)驗(yàn)，一般取1:2，尚未有對(duì)打捆比例的科學(xué)理論計(jì)算依據(jù)，影響了跨省跨區(qū)交易效率。為解決西北地區(qū)外送通道清潔能源與火電送出比例配置難題，需根據(jù)西北地區(qū)調(diào)節(jié)電源結(jié)構(gòu)，科學(xué)制定打捆比例，充分盤活存另一方面，配套火電的收益空間下降、成本高昂，經(jīng)濟(jì)性不足。目前跨省跨區(qū)燃電價(jià)格機(jī)制配套煤電機(jī)組多為大容量、高參數(shù)、低能耗、調(diào)節(jié)能力好的機(jī)組，其建設(shè)成本與運(yùn)行成本較外送清潔能源處于高位。據(jù)電規(guī)總院發(fā)布的《火電工程限額設(shè)計(jì)參考造價(jià)指瓦計(jì)算，“十四五”煤電核準(zhǔn)容量全部建設(shè)投產(chǎn)的投資額將超4500億元。在今后利用小燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)0.2595元/千瓦時(shí)（低于全國平均水平），且部分受端省份煤電機(jī)組利用小時(shí)遠(yuǎn)低于寧夏等送端省份利用小時(shí)，部分配套燃煤機(jī)組利用小時(shí)嚴(yán)重偏低。因此，按受端省份同類型機(jī)組利用小時(shí)安排規(guī)模計(jì)劃可能難配套火電的收益空間與生存空間將進(jìn)一步受到擠壓，難以充分發(fā)揮煤電對(duì)高占比新能源的重要角色，并取得顯著成效。售電側(cè)改革的核心是引入競爭機(jī)制，從傳統(tǒng)的壟斷供電模式改革以來，售電業(yè)務(wù)逐步放開，零售市場發(fā)展迅速，多個(gè)售電主體進(jìn)入市場成了多元競爭格局，市場活力和資源配置效率顯著提升。然而，與批發(fā)市場相比，零售市跨省區(qū)交易中，零售市場主要以雙邊協(xié)商交易為主，套餐種類相對(duì)單一。同時(shí)市場結(jié)算復(fù)雜度較高，零售套餐需盡可能減少。零售套餐數(shù)量有限導(dǎo)致用戶選擇性受限，市場監(jiān)管難度加大，購售雙方面臨長周期、低效率、高成本的問題。此外，售電公司與用戶的合同調(diào)整或解約困難，導(dǎo)致市場運(yùn)行不穩(wěn)定，限制了售電公司與代理用戶的市場流動(dòng)性和交易自主性，將一定程度上降低用戶側(cè)跨省區(qū)交易積極性，不利于送端新能源大規(guī)模同時(shí)，當(dāng)前零售市場尚未實(shí)現(xiàn)完全競爭。零售市場的設(shè)立為會(huì)，但未能使發(fā)電企業(yè)的讓利與電力改革的紅利真正惠及終端用戶。上網(wǎng)側(cè)降低的電價(jià)傳導(dǎo)至用戶的范圍、售電公司的盈利范圍尚未受到國家層面指導(dǎo)管控，而為保障清潔能源外送時(shí)回收成本，獲得合理盈利空間，需以市場化交易等方式確定跨區(qū)外送價(jià)格。事實(shí)上，西北地區(qū)清潔能源跨區(qū)獲益不足的原因是多方面的。首先，受產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)先天劣勢(shì)影響，西北地區(qū)高載能產(chǎn)業(yè)占比高，對(duì)低電價(jià)依賴度極高，地區(qū)政府多通過低廉電價(jià)為高載能企業(yè)優(yōu)化營商環(huán)境，基準(zhǔn)電價(jià)較低，直接影響外送電價(jià)水平外部競爭影響，西北區(qū)域內(nèi)各省集中式大規(guī)模開發(fā)新能源發(fā)電項(xiàng)目，缺少“一體化”發(fā)展規(guī)劃，在相似的能源資源稟賦和發(fā)展條件下，形成高度同質(zhì)化的產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)，同時(shí)西北各省電源裝機(jī)高速增長，但受經(jīng)濟(jì)發(fā)展條件限制，用電負(fù)荷增速緩慢，造成同質(zhì)化發(fā)電產(chǎn)業(yè)紛紛通過采取降價(jià)爭搶外送通道方式促進(jìn)富余電力消納；再者，受市場機(jī)制影響，跨區(qū)專項(xiàng)受主體意識(shí)影響，部分省份政府將市場簡單等同于“降電價(jià)”，政府干預(yù)市場如劃定交易規(guī)模、指定交易對(duì)象、交易電價(jià)，存在部分開展專場交易的情況。受限于局部利益，部分為解決上述問題，建議將依托國家計(jì)劃或政府間協(xié)議等剛性規(guī)定的送電價(jià)格、送間、執(zhí)行方式，轉(zhuǎn)變?yōu)槭袌龌灰追绞剑瑥亩苿?dòng)市場價(jià)格隨著電力供需形勢(shì)變化靈活調(diào)整。因此，為保障送端清潔能源的合理收益，建議積極推動(dòng)框架協(xié)議電量納入跨區(qū)市場化交易，將政府間協(xié)商需要照顧多方利益的定價(jià)劣勢(shì)，轉(zhuǎn)化為充分反映供需形式的市場價(jià)格當(dāng)前，跨區(qū)送出的新能源電量僅計(jì)入受端省消納源送出意愿降低。為緩解配額制下上述配額結(jié)構(gòu)性矛盾，需從配額制定層面上考慮。由于送端清潔能源全額納入受端省份指標(biāo)，為此，應(yīng)在配額制定時(shí)，將送端外送通道配套清潔能源納入受端省份裝機(jī)容量考慮，以此為比例基準(zhǔn)制定配額目標(biāo)，形成更為均衡的可再生同時(shí)，建議各外送省考慮本省配額完成能力，合理安排本地與省應(yīng)根據(jù)調(diào)控中心、發(fā)展部提供的全年發(fā)用電預(yù)測結(jié)果，結(jié)合國家發(fā)改委每年下達(dá)的非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重指標(biāo)，合理測算與安排外送新能源規(guī)模，在完成本地指標(biāo)的基礎(chǔ)上，將富余新能源組織省間外送交易，提高新能源消納利用率的同時(shí)，助力購電省完成其在此基礎(chǔ)上，可考慮適時(shí)開放綠證二次交易，為西北外送大省提供更為靈活的配額指標(biāo)完成途徑。綠證二次交易是指通過雙邊協(xié)商等方式，允許超額完成指標(biāo)的義務(wù)主體出售其所持有的綠證，由缺額的義務(wù)主體買入。在開放綠證二次交易背景下，本報(bào)告采用全國綠證價(jià)格等數(shù)據(jù)，測算了全國各省綠證交易數(shù)值，如表2-7易背景下，本地非水可再生能源匱乏且開發(fā)成本過高地區(qū)，會(huì)自發(fā)向其余地區(qū)購買綠證代為充分提升西北省間外送交易靈活性與新能源消納水平，建議開展量價(jià)浮動(dòng)的彈易模式。西北電網(wǎng)彈性交易面向跨省跨區(qū)“網(wǎng)對(duì)網(wǎng)”的多年多月集中式電能量批發(fā)交易，為了適應(yīng)新能源波動(dòng)、負(fù)荷需求變化和其余機(jī)組供需變化等多類型風(fēng)險(xiǎn)，根據(jù)市場主體中彈性交易的精髓在于允許參與主體靈活調(diào)減調(diào)增交易電量，浮動(dòng)形成交易電價(jià)。在彈性交易中，各個(gè)主體可以基于保證出力曲線分別申報(bào)固定交易電量與彈性交易電量，通過雙邊負(fù)荷調(diào)節(jié)能力及水電、煤電供需變化等情況對(duì)浮動(dòng)部分量價(jià)約定浮動(dòng)調(diào)整規(guī)則。由于固定部分的交付可能性較大，設(shè)定“固定電量電價(jià)”高于“浮動(dòng)電量電價(jià)”。浮動(dòng)部分的價(jià)格可以根據(jù)全額交付天數(shù)靈活調(diào)整。全額交付天數(shù)越多，浮動(dòng)價(jià)格就越高。同時(shí)，在正式交付之前，售方有義務(wù)向區(qū)域調(diào)度中心通報(bào)預(yù)期交付情況，調(diào)度中心將根據(jù)中長期電量合同的執(zhí)行情況在現(xiàn)貨市場中填補(bǔ)可能出現(xiàn)的電量空缺。電量交付后，根據(jù)調(diào)度機(jī)構(gòu)統(tǒng)計(jì)的計(jì)量數(shù)據(jù)、調(diào)度曲線，交易中心將核對(duì)交易曲線，按照考核標(biāo)準(zhǔn)區(qū)分責(zé)任主體，分別對(duì)固定PPP時(shí)序出力曲線“保證出力”曲線時(shí)序出力曲線P1P2 ABCPP1P2 ABCP2 DVP20N1N2100%N0Tt彈性交易的組織方面，市場調(diào)度機(jī)構(gòu)將發(fā)布各省級(jí)新能源/各新能源發(fā)電企業(yè)的保證出力曲線。基于保證出力曲線，各個(gè)主體可以分別申報(bào)固定交易電量與彈性交易電量，納入雙邊協(xié)商或集中交易進(jìn)行出清與定價(jià)。最終，在電量交付后，根據(jù)調(diào)度機(jī)構(gòu)上傳的計(jì)量數(shù)據(jù)、調(diào)度曲線，核對(duì)交易曲線，按照不同的考核標(biāo)準(zhǔn)、區(qū)分責(zé)任主體，分別對(duì)固定交易定與浮動(dòng)電量參與彈性交易相關(guān)信息商或集中交易，分解參與彈性交易相關(guān)信息商或集中交易，分解準(zhǔn)備期交付與校核固定電量交易商或集中交易，申報(bào)浮動(dòng)電量交易開市前電量交付期彈性交易定價(jià)與出清開市前電量交付期西北電網(wǎng)彈性交易市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)：市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)：責(zé)任主體2）按照責(zé)任偏差與波動(dòng)偏差分別考核。市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)：ATC等集中交易模布交易時(shí)間。競價(jià)開始：（1）市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)公布ATC、典型曲線、浮動(dòng)價(jià)格對(duì)照表等交易信息2）市場成員上報(bào)機(jī)組類型、固定電量交易價(jià)格、浮動(dòng)電量交易水平、歷史出力信息等3）組織雙邊協(xié)商4）組織集中交易5）市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)將成交電量競價(jià)開始：（1）市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)公布ATC、典型曲線、北分部依托北京電力交易平臺(tái)，在祁韶直流甘肅送湖南等長期協(xié)議簽訂中率先明確浮動(dòng)條款，協(xié)調(diào)簽訂合同調(diào)整補(bǔ)充協(xié)議，明確無償回購、免于責(zé)任偏差結(jié)算等條款，實(shí)現(xiàn)了跨區(qū)直流增送150億千瓦時(shí)[28]，調(diào)動(dòng)了跨區(qū)外送的積極性，充分發(fā)揮了西北地區(qū)清潔能源外在科學(xué)配置打捆比例方面，由于西北區(qū)域各通火電打捆、全清潔能源打捆送出兩類模式，并以清潔能源與火電打捆外送模式為主?？傮w上看，應(yīng)以降低參與外送試點(diǎn)的新能源企業(yè)棄電率為目標(biāo)，確定打捆比例和交易規(guī)模，調(diào)甘肅、陜西等火電裝機(jī)比例較高的地區(qū)。除火電外，水電啟停速度快、調(diào)節(jié)幅度大等特性），占較大比例，能夠替代火電成為打捆調(diào)節(jié)電源。進(jìn)一步，打捆比例通過求解省間打捆交易優(yōu)化模型確定。省間打捆交易優(yōu)化模型以送端地區(qū)發(fā)電費(fèi)用最小為目標(biāo)，包括火電發(fā)電成本和棄風(fēng)棄光成本，約束包括電力平衡約束、機(jī)組連續(xù)開停機(jī)時(shí)間約束、最小技術(shù)出力約以西北具有代表性季候特征的1、4、7、10四個(gè)月份為研究對(duì)象，建立月度打捆交易仿真模型優(yōu)化得到新能源打捆送出最優(yōu)比例，合理分配外送電源發(fā)電空間，其結(jié)果如表2-8所示。通過清潔能源打捆外送機(jī)制，能夠緩解西北地區(qū)新能源“窩電”頻現(xiàn)，而中東部省份在局部地區(qū)、局部時(shí)段電力能源短缺的能源資源不平衡的現(xiàn)象；將調(diào)節(jié)性能良好的水、火電與新能源打捆并提供支撐，避免因間歇性而難以滿足特定時(shí)段連續(xù)外送需求的難題，調(diào)節(jié)新能源與傳統(tǒng)能源發(fā)電的結(jié)構(gòu)性矛盾，構(gòu)建配套電源和富余電能相輔相成的西北1月1月1月在提升配套火電經(jīng)濟(jì)性方面，考慮到部分大容量配套火電建設(shè)成本高、送受端利用小時(shí)不均等矛盾，建議綜合考慮送受端電價(jià)差，合理安排配套火電外送計(jì)劃，合理抬高電價(jià)較低的配套電源送出電量，合理降低電價(jià)較高的配套電源送出電量。具體地，建議統(tǒng)籌考慮送受兩端電價(jià)差情況安排規(guī)模計(jì)劃，其中煤電機(jī)組落地價(jià)格高于受端地區(qū)的，按照低于受端省份同類型機(jī)組利用小時(shí)水平安排規(guī)模計(jì)劃；煤電機(jī)組落地價(jià)格低于受端地區(qū)的，按照高于受端省份同類型機(jī)組利用小時(shí)水平安排規(guī)模計(jì)劃，上下浮動(dòng)比例原則上不低此外，為保障配套火電的合理盈利空間，建議加強(qiáng)跨省跨區(qū)電力市場化定價(jià)手段確定跨省跨區(qū)燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)。以銀東直流為例，建議通過市場化定價(jià)，實(shí)現(xiàn)靈活配置直流配套燃煤發(fā)電機(jī)組中長期協(xié)議電量送出方式。同時(shí)，放開配套燃煤發(fā)電企業(yè)參與省間現(xiàn)貨交易權(quán)限，實(shí)現(xiàn)多時(shí)間尺度下配套電源的合理獲益，促進(jìn)西北清潔能源大首先，技術(shù)方面，為解決零售用戶套餐選擇有限、紅利傳導(dǎo)不足等問題臺(tái)化市場化方式增加用戶套餐選擇自由度。用戶套餐數(shù)量受限的主要原因?yàn)樘撞蛿?shù)量增多將使得出清軟件計(jì)算復(fù)雜度過高。但受制于零售公司盈利管控不足，零售用戶被迫納入出清模型，使售電公司盈利范圍由社會(huì)福利最大化目標(biāo)確定。為解決上述矛盾，應(yīng)通過引入零售套餐比價(jià)與監(jiān)測平臺(tái)等方式，替代原納入批發(fā)市場出清模型的定價(jià)方式，限制零售商市場套利空間，實(shí)現(xiàn)零售出清風(fēng)險(xiǎn)管控，從而在出清模型中剔除零售用戶，只要售電公司其中，零售套餐交易比價(jià)和監(jiān)測平臺(tái)中，應(yīng)由售電公套餐且由電力用戶自由選擇的交易方式，注重效率和透明。零售套餐交易比價(jià)和監(jiān)測平臺(tái)可由交易機(jī)構(gòu)負(fù)責(zé)運(yùn)營，并委托第三方通過平臺(tái)為用戶提供比價(jià)參考信息，供用戶選擇售電公司和相應(yīng)的套餐，形成以比價(jià)競爭機(jī)制為核心的零售市場交易模式。在搭建平臺(tái)的同時(shí)，建議采用算法優(yōu)化助力零售套餐選擇，根據(jù)用戶的需求和條件，自動(dòng)為用戶推薦性價(jià)比最優(yōu)的零售套餐，實(shí)現(xiàn)智能化交易輔助決策的同時(shí)，保證所購電量在代理用戶間的公平最后，在政策方面，售電公司目前自主設(shè)定盈利、紅利傳導(dǎo)不通暢等問題也需要依靠合理確定售電公司盈利范圍、管控范圍，并通過政策強(qiáng)化對(duì)售電公司的監(jiān)管，降低其通過操縱價(jià)格、惡意提高電價(jià)等手段獲取高額利潤的可能性，促進(jìn)上網(wǎng)側(cè)降低的電價(jià)水平順利總體來看，西北地區(qū)在初期已通過一系列跨省區(qū)交易探索取得了積極成效。從交易規(guī)?？?，西北地區(qū)已與華北、華東、華中、西南地區(qū)建立了11條跨區(qū)外送通道，各外送通道年外送電量總體呈上升趨勢(shì)。從交易主體看，西北地區(qū)外送市場主體呈多樣化態(tài)勢(shì)，儲(chǔ)能、虛擬電廠等新型主體正在逐步入市。從交易機(jī)制上看，西北地區(qū)已建立了不同時(shí)間尺西北地區(qū)發(fā)電資源豐富，長期以來向東部負(fù)荷中心遠(yuǎn)距離大規(guī)模輸電，在“西電東送”等重大戰(zhàn)略中發(fā)揮了重要的作用。在電力市場化改革前，西北地區(qū)能源外送以框架化協(xié)議 等方式實(shí)現(xiàn)，但在新型電力系統(tǒng)建設(shè)背景下，西北地區(qū)逐漸從傳統(tǒng)能源外送轉(zhuǎn)型為重要清 潔能源外送基地，新能源的發(fā)電特點(diǎn)、經(jīng)濟(jì)性較傳統(tǒng)能源發(fā)生轉(zhuǎn)變，框架協(xié)議下存在政府 間協(xié)商困難、外送通道配套電源經(jīng)濟(jì)性不足、打捆比例不明確等諸多問題，影響新能源外 為推動(dòng)西北地區(qū)持續(xù)充分發(fā)揮電力外送的重要作用，應(yīng)推動(dòng)框架