促進西北新能源高比例發(fā)展亟需解決的關鍵問題-儲能發(fā)展和電力跨省跨區(qū)交易機制研究 2024

結構的國家戰(zhàn)略，邀請業(yè)內專家和各利益方參與，共同探討中國電力部門低碳轉型的路徑和策略。通過建立一個廣泛聽取各方意見的平臺機制，電力圓桌將各方關心的、有爭議的、目前決策困難的關鍵問題提交到平臺討論，選出核心問題委托智庫開展高質量研究，并將研究成果和政策建議提交到平臺征求意見，從而支持相關政策的制定和落地，推動中國電力行業(yè)的改革和可持續(xù)發(fā)展，提高電力行業(yè)節(jié)能減排、應對氣候變化的員共同組成的專業(yè)研究團隊，該研究團隊擁源網研究中心顧問委員會和專家委員會的直課題組組長：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、可預測性方面與傳統(tǒng)能源相比存在顯著差距，進而給電網功率平衡、調頻調峰帶來挑戰(zhàn)。充分利用靈活性資源，實現新能源高質量穩(wěn)定供電，成為實現“雙碳”目標西北電網是國內首個新能源成為第一大電源的區(qū)域電網，作為我國重要的清潔送基地，肩負推動我國能源轉型的歷史重任。儲能具有布局靈活、響應速度快等靈活性優(yōu)勢，跨省跨區(qū)交易能夠實現資源廣域互濟互補，是促進西北地區(qū)新能源高質量發(fā)展的重要抓手。為此，本報告從西北地區(qū)儲能發(fā)展和電力跨省跨區(qū)交易機制兩方面展開研究，梳理報告第一部分基于對西北地區(qū)儲能的發(fā)展定位與建設現狀調研分析，重點圍繞西北地區(qū)發(fā)電側、電網側、用戶側儲能，針對儲能利用率不足、市場化程度不高等問題開展對策分析。第二部分基于對西北區(qū)域電力跨省跨區(qū)交易的發(fā)展定位與現狀調研分析，重點圍繞西北區(qū)域電力跨省跨區(qū)交易在市場主體、參與方式、價格最終，報告提出了“初期靠補償、遠期靠市場、創(chuàng)新儲能商業(yè)模式”的儲能發(fā)展問題的解決方案，形成了促進框架協(xié)議市場化、推動彈性交易、配置打捆交易、管控售電側盈利等跨省區(qū)交易發(fā)展問題的解決方案，從而促進西北儲能與電力跨省跨區(qū)交易的可持續(xù)發(fā)碳中和”目標實現，推動整體社會生產過程的綠色低碳轉型，優(yōu)化調整宏觀能源系統(tǒng)供需結構調整。中央財經委員會第九次會議指出，要深化電力體制改革，構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”是加快構建新型電力系統(tǒng)、推動實現碳達峰目標的關鍵時期。在此背景下，風電和光伏將千瓦[1]，但新能源在可控性、可預測性方面與傳統(tǒng)能源相比存在顯著差 內首個新能源成為第一大電源的區(qū)域電網[2]。隨著沙戈荒大型風光基地等國家重點項目的進一步落地，西北新能源發(fā)電裝機占比將持續(xù)提升，地區(qū)大電網平衡機理、穩(wěn)定特性將發(fā)生巨大變革，電網形態(tài)及功能將快速向新型電力系統(tǒng)演進?！笆奈濉逼陂g，西北地區(qū)在然而，新能源發(fā)電受自然條件的影響較大，其自身波動性和間歇性特納挑戰(zhàn)，并且難以實現高質量的穩(wěn)定供電，成為影響“雙碳”目標的關鍵難點之一，而儲能技術和電力跨省跨區(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)儲能和電力跨省跨區(qū)交易現狀，分析二在儲能發(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)展藍皮書》中明確為全面提升電力系統(tǒng)平衡調節(jié)能力提供重要支撐。儲能技術能夠實現能量的時空轉移和轉地區(qū)儲能裝機容量復合增速超過100%，已成為全國儲能發(fā)展最快的地區(qū)[5]。未型儲能將在西北電力系統(tǒng)中扮演關鍵角色，通過大規(guī)模部署為新能源發(fā)電的波動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于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》要求，有序推進跨省跨區(qū)市場間開放合作，建立多元市場主體參與跨省跨區(qū)交易的機制。區(qū)域間和區(qū)域內的電力資源優(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)，推動實現“全網一盤棋”。電力跨省跨區(qū)交易可以分為中長期交易和現貨交易，二者在時序上銜接協(xié)調、互為補充，在現貨市場中通常根據電力供需情況、電網調節(jié)能力、網絡阻塞情況將中長期電量分解后進行財務交割或物理執(zhí)行。同時，當前大用戶之間缺乏直接聯(lián)系，電力跨省跨區(qū)交易將促進更廣泛的電力市場聯(lián)動和資源共享，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)內部五省份之間的省2023年，西北電網新能源跨省跨區(qū)交易電量達970億千瓦時，占西北新能源年發(fā)電量的近三分之一，呈現快速發(fā)展趨勢[6]。依托于構建更加完善的西北電力市場機制和互聯(lián)的輸西北地區(qū)儲能發(fā)展關鍵截至2023年底，我國儲能總裝機2500萬千瓦，電源側占比49.11%，電網側占[11]發(fā)電側儲能主要應用于新能源配儲，通過高充低放平滑新能源出力波動，將棄風棄光電量移至其他時段并網，促進新能源消納水平的提升。同時，發(fā)電側儲能平抑短時間內波動的特性，能夠促進新能源友好并網。此外，儲能的響應速度較快，能夠與火電機全穩(wěn)定運行水平，提升電網薄弱區(qū)域與重要用戶的電力保障能力。此外，電網側儲能能夠具體地，能夠幫助用戶削峰填谷，平滑負荷曲線；通過平滑電壓和頻率波動，解決電能質量問題，保障設備正常運行提高電能質量：此外，部分儲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]。新型儲能主要指除抽水蓄能外以輸出電力為主要形式的儲能項目。新型儲能是建設新型電力系統(tǒng)、推動能源綠色低碳轉型的重要裝備基礎和關鍵支撐技術，按不同原理和儲能介質分類：1）電化學儲能，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能、飛輪儲能、液壓儲能等。其中，壓縮空氣儲能成本低、容量大，但仍需提升能量轉換效率和減少熱能損失；飛輪儲能功率密度高、效率高、壽命長和污染小，近兩年西北地區(qū)新型儲能示范項目如表1-1所示。截至2023年底，西北地區(qū)已投運西北地區(qū)新增投運裝機達182萬千瓦/470.5萬千瓦時，并以獨立儲能和新能源配儲應用抽水蓄能是目前最安全、穩(wěn)定的儲能方式，是保障電力可靠供應西北電力調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年累計增國家電網新疆阜康抽水蓄能電站1號機組（30萬千瓦）投產發(fā)電，為西北電網首臺，標太陽能熱發(fā)電是綠色低碳、兼具調峰和儲能功能的電網友好型電源峰能力，是替代傳統(tǒng)能源的有效手段。《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》提出推進長時儲熱型太陽能熱發(fā)電，在青海、甘肅、新疆、內蒙古、吉林等地建設項目，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)電示范項目，裝機容量134.9萬千瓦，分布在青海、甘肅、內蒙古等地。截至2023年底，西北地區(qū)光熱發(fā)電項目累計裝機46萬千瓦，占全國78.23%。其中，并網運行的電站多為首批示范項目，如青海中控德令哈西北地區(qū)憑借能源、資源優(yōu)勢，在全國儲能產業(yè)中正在占據著越來越重要的地位。2023年以來，西北地區(qū)發(fā)布的儲能相關核心政策梳理如表1-2所示。新型儲能方面，投引導儲能容量租賃價格合理形成。此外，西北五省區(qū)均提出新能源配儲要求，以配儲占比10%以及時長2小時為主。抽水蓄能方面，陜西鎮(zhèn)安和新疆阜康抽蓄電站容量電價獲得1.寧夏要求配儲比例10%，時長2h；新疆要求占比不低于10%，時長2h；甘肅要求河西地區(qū)占比10%，其他地區(qū)占比5%，嘉峪關20%，4倍的風電光伏項目；共享儲能不低于5萬千瓦/4h；陜西要求陜北/4.西北兩座抽蓄電站容量電價核定：陜西鎮(zhèn)安抽蓄核定容量電價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能項目。2025年西北五省新型儲能與抽水蓄能規(guī)劃目標及新能源配儲規(guī)劃目標如表1-3所示。新型儲能方面，五省區(qū)合計目標達2400萬千瓦，涵蓋鋰電池、壓縮空氣、液流電池等長時儲能技術，以及飛輪等抽水蓄能方面，西北抽蓄具備大規(guī)模開發(fā)建設的需求、技術能力和政策保障，投資熱情高漲，前期工作加速，“十五五”期間，西北地區(qū)預計投產抽水蓄能電站裝機5660000光熱電站方面，隨著大型風電光伏基地在沙漠、戈壁和荒漠地區(qū)的建設加快，光熱項根據國家太陽能光熱聯(lián)盟統(tǒng)計，2023年，西北五省列入政府名單的新增擬建光熱發(fā)電項發(fā)電側儲能可以平抑新能源的波動性，在此背景下，國家與地方相繼出臺政策鼓勵新 能源增加配套性儲能建設。從全國性政策看，2021年7月，國家能源局印發(fā)的《關于鼓 勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網規(guī)模的通知》，提出“為鼓勵發(fā)電企業(yè)市場化參與調峰資源建設，超過電網企業(yè)保障性并網以外的規(guī)模初期按照功率15%的從地方性政策看，西北五省均發(fā)布了新能源強制配儲政策?？傮w來看，各地要求光伏電站 然而，目前發(fā)電側儲能“建而不用”問題突出[20]。從儲能自身的技術角度看，目前新能源配儲的消納水平有限，在大風季或午間光伏大發(fā)時段仍有棄電。西北地區(qū)風光資源短時新型儲能會在風電大發(fā)的幾小時內迅速充滿。當其超出額定功率或容量充滿后，儲能其次，從電網調用角度看，新能源配儲的調用率目前并不高。根據中電聯(lián)調研，新能這是由于政策強制要求新能源自建儲能，但對于單一新能源場站來說，其棄電量有限，導此外，強制配儲背景下，高昂的建設成本與有限的盈利空間之間存在結構性矛盾能源傾向選擇自建較為廉價的儲能設置，儲能安全性無法保證，導致儲能非計劃停運現象最后，盈利水平有限、儲能電站主動不參與電力市場交易也峰調頻等收益退坡的背景下，租賃收益是儲能最具有發(fā)展空間的盈利來源。然而，儲能容租賃期限較短，難以確保長期收益。例如，在寧夏，儲能仍主要通過參與調峰、頂峰輔助服務市場獲取收益，租賃市場僅處于探索階段。經初步測算，2022年投產的儲能電站按完成全容量租賃，才可收回建設經營成本。但是，寧夏目前尚未出臺儲能的租賃標準，儲與此同時，新能源是否配儲的調用結果區(qū)別不大、政策懲罰力度略顯疲軟，是租賃儲能意愿不高的原因之一，儲能容量租賃的收益空間進一步受到擠壓。目前，部分新能源企業(yè)選擇自配儲能或不配儲能，租賃市場不夠活躍，導致部分企業(yè)儲能只出租了很小一部分容量。例如在甘肅，某獨立共享儲能電站與新能源企業(yè)簽訂租賃合同，租金標準為保全容量租賃。目前，新能源通過租賃配置儲能僅是并網的先決條件，但問題的關鍵在于新能源在后續(xù)的調用方面并沒有獲得任何權利或是懲罰。因此，需要進一步研究和探索電網側儲能的商業(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峰收益部分，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于建立健全電力輔助電力現貨市場運行的區(qū)域，調峰市場不再運行，調峰服務價格上限原則上不高于當地平價新能源項目的上網電價。由于調峰輔助補償是目前儲能收入主要來源之一，補償標準下降將對儲能行業(yè)發(fā)展帶來較大影響，且調峰收益受調度次數和調峰電價影響，隨著儲能電站196號文件指定的調峰服務價格上限明顯下降，儲能項目構成了巨大壓力。這些儲能項目在規(guī)劃和投資時是基于之前較高的補償標準來評估其經濟性的，新標準的實施將直接影響它們的盈利模式，進而可能導致部分項目無法覆蓋成本，處于虧損狀態(tài)。這種情況可能迫使一些企業(yè)不得不考慮縮減運營規(guī)?；蛲Ｖ共糠譄o法盈利的項目，嚴重的可能導致項目的停滯或企業(yè)的退出。其次，新的補償標準還可能影響到后續(xù)增量儲能項目的開發(fā)和投資。在未來，潛在的項目開發(fā)者和投資者將更加審慎將直接限制電力系統(tǒng)調峰能力的提升，對電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性和可靠性造成一定影響。在新設施僅通過參與調峰服務收益，不考慮如容量租賃等其他盈利模取調峰補償價格為0.7元/千瓦時，測算得出5處儲能項目的內部收益率分別為分設不同的調峰補償價格標準，計算得到的西北地區(qū)儲能項目建設典型地區(qū)下，青海西寧儲能項目已經出現無法收回投資成本的情況。因此，若儲能調峰補償價格標準及相關政策無法保持其延續(xù)性，將可能導致存量的高成本儲能項目難以回收成本、面臨企業(yè)虧損風險，同時較為波動的政策信號也將降低后續(xù)增量項目投運積極性，不利于面向時時時時時時早期投運的新型儲能項目是行業(yè)的先行者，但其成本相對于現在更高，導致在的競爭力不足。因此，對于早期投運的儲能來說，可能面臨收益難以保證的風險。如果沒有相應的政策支持或補貼措施，企業(yè)和投資者可能會而更傾向于等待技術成熟、成本下降后再進行投資。這樣一來，新型儲能技術的推廣和應能產業(yè)回收固定投資成本，為投資者提供合理的價格信號，促進儲能產業(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、電源結構的合理性提隨著西北地區(qū)新能源的快速發(fā)展，用戶側分布式儲能規(guī)模日益增長洛地區(qū)，用戶存在長時段供暖需求，但受制于地理條件上的分散性，安裝屋頂分布式光伏然而，與電網側集中式大規(guī)模儲能電站不同，上述西北地區(qū)用戶自建儲能規(guī)模一般小于100千瓦。對比西北五省新型儲能參與調峰輔助服務市場的規(guī)定，入市門檻應不小于1萬千瓦/2萬千瓦時或者0.5萬千瓦/1萬千瓦時，且單獨調度或市場出清的復雜度，難以直接為電網提供調峰、調頻等輔助服務[24]。因此，目前分布式儲能難以達到各類市場的準入門檻，無法入市，用戶側儲能調峰空間將電力輔助服務主體拓展至新型儲能、聚合商、虛擬電廠等新型主體，標志著分布式儲能為此，在商業(yè)模式與交易方式上，應鼓勵分布式儲能通過參與虛擬電廠運營商未來的儲能運營商等多種方式盈利。在運營商內部，儲能通過云平臺，將儲能運行與調用權利讓渡給運營商，并通過實時充放電數據的計量、上運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控門檻，制定策略參與各類交易。參與交易后，儲能的市場盈利將根據事先簽訂的合約，從運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。在尚未開展現貨試點的省份，拉大峰谷分時電價價差是疏導用戶側關于進一步完善分時電價機制的通知》鼓勵各地因地制宜，科學劃分峰谷時段，合理確定如表1-6所示，目前西北五省多采用峰、谷、平各八小時的分時方式，并分別針對工商業(yè)用戶及其余用戶給出了不同的分時與定價比例核定方式。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于抽水蓄能，我國自“十一五”以來的抽水蓄能建設中長期規(guī)劃目標始終無法按期完成。雖然目前投產后的抽水蓄能電站相較于一般的電化學儲能擁有更少的平準化儲能成本，但由于抽水蓄能電站的開發(fā)建設周期較長、開發(fā)建設受地質、水文等因素限制較強，單位容量工程造價顯著高于新型儲能，導致抽水蓄能電站的投建積極性不高。抽水蓄能電站建設成本高昂的問題在西北地區(qū)尤為突出。根據國家電網西北分部公開數據顯示，西北域。到2030年，以西北地區(qū)的抽水蓄能總裝機容量5000萬千瓦測算，年容量電費預計2014年起，西北地區(qū)抽水蓄能電站實行兩部制電價，依托電量電價回收抽發(fā)電量的運行成本，通過容量電價補償容量成本。2021年，國家發(fā)展和改革委員會提出，在電量電價形成過程中，要體現市場機制作用、建立容量電費納入輸配電價回收的機制等，為市場化改革進程中的抽水蓄能電站運營提供了價格機制解決方案。但是，當前抽水蓄能電站容量難以保證分攤方案的公平性。國外成熟電力市場運營經驗表明，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，伴隨著我國電力市場體系建設進程逐漸加快，健全市場化運行背景下的抽水蓄能電站容量電費定價與成本分攤方法，將成為促進抽水蓄能建設、支對于光熱電站，電網公司是按照當地燃煤發(fā)電的基準電價結算，超出燃煤發(fā)電基準電價部分的成本無法通過上網電價回收。但光熱發(fā)電處于發(fā)展初期，度電成本仍較高，并不具備與經歷了數十年補貼發(fā)展的風電、光伏平價的條件。以青海和甘肅為例，燃煤發(fā)電基電價，這意味著單獨建設光熱電站不具備經濟性。因此，將光熱與風電光伏優(yōu)勢互陽能資源較好時，為光伏讓出發(fā)電權，只在早晚高峰頂峰發(fā)電，年運行小時數從4000小站整體裝機容量比重較低，不足以發(fā)揮對電網系統(tǒng)的支撐作用。因此光熱發(fā)電需要依賴風谷、平時段中，谷時段基本覆蓋了光伏大發(fā)時段，大基地項目執(zhí)行分時電價政策后，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，建立光熱針對新能源配儲建而不用的問題，應科學合理地設置新能源配儲比例，并通過政策傾斜促進新能源電站使用儲能。其一是合理考慮新能源配儲成本，針對目前尚不具備配儲經濟性優(yōu)勢的新能源，適當放寬配儲標準，避免由于安全原因導致的非技術停運；其二是對于配套建設并使用儲能或以共享模式落實儲能的新能源發(fā)電項目，結合儲能技術水平和系緩解由于經濟性原因導致的非技術停運；其三是合理制定新能源配儲標準與比例。在制定配儲比例時，應考慮到新能源發(fā)電機組的出力波動性實際上可在一定程度內相互抵消等因由于調峰補償相關政策的制定出臺更新過程對儲能用間斷性變遷的新政替代，既不利于鞏固原有調峰補償政策下建立起的儲能投資建設與市場參與效用，也不利于新政策下市場與投資主體的信心積累。因此，面對新型儲能參與調峰的挑戰(zhàn)，特別是在執(zhí)行“196號文件”后所帶來的一系列存量及增量項目方面的問題，具體地，為營造穩(wěn)定的儲能建設發(fā)展環(huán)境，相關部門與機構應探索針對存量與增量儲能項目建立不同的調峰補償標準，通過穩(wěn)定存量儲能項目的調峰補償標準保障已投運項目的成本回收能力、科學研判增量儲能項目補償標準以釋放合理引導未來儲能投運規(guī)模的政策信號，彌補新舊補償標準之間的裂隙，實現不同時期政策的有效銜接并增強補償標準更迭的穩(wěn)定性。通過制定穩(wěn)健的政策支持框架，在政策層面需為儲能技術的發(fā)展提供更為明在尚未建立容量市場的背景下，“初期靠補償、遠期靠市場”是合理補償儲能投建成本的方式。其中，針對投建早期的儲能電站建設成本高、競爭水平較低等問題，建議通過具體地，首先應開展不同時期建設儲能的成本測算。這包括在發(fā)電側、電網側和用電側應用場景下，分析各類新型儲能技術成本結構、影響因素及變化趨勢，綜合考慮儲能運營的現金流平衡與合理收益水平，從而針對不同時期投建的儲能，分別形成各類儲能技術此外，針對新增新型儲能的容量補償成本，應通過多種途徑疏導，包括納入輔助服務費用，由所有工商業(yè)用戶分攤，或由可再生能源發(fā)電企業(yè)購買調峰能力等不同類型儲能電站的投資成本存在巨大差異，總體較高，若新型儲能大規(guī)模應用容量電價并通過輸配電價疏導，勢必推高終端電價。另一方面，單位造價與項目經營期對新型儲能電站的容量電價測算影響較大。因此，可以采用競爭性招標方式，設定容量電價上限，由電站投資主體報價競爭獲取新型儲能建設規(guī)模指標。同時，對于市場化電網側獨立儲能電站，可以優(yōu)先鼓勵其通過市場競爭的方式實現其系統(tǒng)調節(jié)價值；對于非市場化的電網替代在新能源與儲能協(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能的利用效率，還能夠為雙方提供穩(wěn)定的收益保障。然而，在推行容量租賃模式的過程中，受制于儲能租賃標準不明、新能源租賃動力不足等原因，儲能無法通過容西北五省中，僅有新疆明確儲能容量租賃價格和期限，其余省區(qū)的標準有待明確。容量租賃市場表現不佳，且不同儲能電站之間的租賃情況差異較大，部分儲能項目收益難以覆蓋成本。此外，新能源是否配儲的調用結果差異不大、政策懲罰力度略顯疲軟，導致新能源綜合上述問題，建議采取以下措施：首先，制定統(tǒng)一的標準和政策指導，明確租賃價格、租賃期限等，以減少市場不確定性；其次，推動政策的落地實施，通過發(fā)布容量租賃通過建立交易平臺進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，細化獎懲措施，對租賃儲能的新能源電站給予相應的獎勵，如優(yōu)先對比政策與西北地區(qū)執(zhí)行現狀，建議西北各省進一步拉大峰谷分時電價比例，并盡快基于西北地區(qū)實際數據，設置不同的峰谷分時電價場景進行新能源消納靈敏度分析，峰平谷1121314151617181但同時值得注意的是，在極端場景下，即若系統(tǒng)中不考慮剛性負荷，所有負荷均為對價格較敏感的彈性負荷，峰谷分時電價比例并非越大越能夠促進可再生能源的消納。其原因為過高的峰谷分時電價比例會使得峰時負荷劇烈降低，谷時負荷劇烈上升，引發(fā)“峰谷倒置”問題。因此，建議西北各省合理估計本省剛性負荷與彈性負荷比例，在拉大價差的按照兩部制電價結構，電網企業(yè)需按期向抽水蓄能電站支付容量電費以彌補電站建設成本，表現為按單位容量的機組核定容量電價。抽水蓄能電站在經營期內，因抽發(fā)電量和運營條件改變會動態(tài)地進入盈利或虧損狀態(tài)。因此，以實現經營期內收支平衡為目標的容量電價也需要滾動核定。陜西某在建抽水蓄能電站的經濟財務評價指標如表1-8所示，在基于抽水蓄能跨時段耦合的運行特性，在計算容量電價時可以進一步考慮抽水蓄能的輔助服務市場出清及與現貨市場的協(xié)調機制。在市場化運營環(huán)境下，抽水蓄能電站可通過順次參與現貨市場和調頻輔助服務市場交易獲取一部分電量收益和輔助服務收益。因此，核定對于抽水蓄能電站的成本分攤，就角色定位而言，抽水蓄能電站可以支撐系統(tǒng)全穩(wěn)定的運行目標，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的分攤本質上屬于公共產品固定成本的分攤。根據“誰受益、誰承擔”的原則，可以使用分攤主體在電力市場中應當分攤的支付成本份額來表示抽水蓄能電站對分攤主體的價值，即認為從系統(tǒng)中引入抽水蓄能電站后獲取更大價值的分攤主體，引發(fā)了更針對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作為激勵機制，對于確保此類電站順利起步并實現持續(xù)發(fā)展具有重要意義。鑒于抽水蓄能電站與火電設施已形成成熟的容量電費體系，光熱電站容量電費的設計宜汲取火電模式的經驗，采取部分補償而非全額覆蓋的策略。若容量電費設置過高，可能出現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)電積極性相對降低，不再有強烈的動力去追求更高的市電能量市場競爭活力的平衡點上。深入分析全國范圍內光熱發(fā)電機組的投資成本，制定出實施這一政策，旨在為投資者提供一個穩(wěn)定的收入預期和來源，同時體現光熱發(fā)電在電力隨著電力現貨市場的健全，儲能作為一種靈活性強、調節(jié)能力強獨立儲能按月自主選擇以“報量報價”或“報量不報價”充電電量執(zhí)行用戶側結算電價；電網供應緊張時，儲能電然而我國電力現貨市場還處于初期試運行階段，儲能在現貨市場中參與的門檻、申報方式以及結算方式尚不明確，這在一定程度上制約了儲能技術的廣泛應用與發(fā)展。為應對首先，在市場建設初期，獨立儲能主體的門檻設置應突出靈活性，建議允許較大規(guī)模的儲初期采用自調度模式參與，即儲能根據現貨市場價格預測，自行提交充放電曲線。自調度積累運營與決策數據。對于新能源配套儲能主體，則以當地新能源發(fā)電機組的申報、結算與考核方式參與市場。待市場成熟后，建議取消獨立儲能主體的參與門檻，允許小容量儲能以聚合的方式參與。此外，建議以半調度的模式接納獨立儲能主體，即儲能申報其充放電里程成本、物理參數、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，我國輔助服務市場規(guī)?？焖僭鲩L。根據國家能源局統(tǒng)計，2023年我國電力輔助服務費用共計278億元，占上網電費的1.9%，其中調峰、調頻和備用費用95.6%[29]。按照2030年全社會用電量12萬億千瓦時、平均銷售電價0.6元/千瓦、輔助服務費用占全社會用電費用3%計算，2030年我國輔助服務市場規(guī)模有望快速增長至2160億元。從市場運營角度看，國家發(fā)改委196號文件雖然旨在建立健全電力輔助服務市場價格機制，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。如何在調峰補償降低的同時，通過其他市場機制或政策工具為儲能等新技術提供更多的盈利機會和激首先，構建多維度收益模型，除了參與基本的調峰市場的多種輔助服務來實現收益多元化，例如參與電力系在調頻輔助服務市場中，考慮到儲能的快速響應特性，與普通發(fā)電機組不同，以以沒有基礎能量出力的形式提供調頻輔助服務（即：不參與電能量市場直接參與調頻市場也可以同時參與電能量市場以及調頻市場，在電能量出力水平附），在備用市場中，將新型儲能最大充放電功率與經濟充放電功率的差異作為備用參與市場的依據。考慮到單個儲能容量相對較小的特點，建議通過聚合方式，在市場上以聚合商在價格機制上，應考慮服務的實際價值，如根據儲能在提升系統(tǒng)穩(wěn)定性和提高新能源最后，優(yōu)化電力市場機制，例如，推動建立以服務價值為基礎的定價機制，確保等靈活性資源的貢獻得到充分的市場價值認可。同時，建立績效評估體系，對提供優(yōu)質服務的儲能項目給予額外獎勵，激發(fā)儲能優(yōu)化調配和高效運用，從而增強儲能系統(tǒng)的市場適應性，確保其在振蕩的市場環(huán)境中保持經濟可持續(xù)性，同時發(fā)揮其在電力系統(tǒng)靈活性提升根據國內容量機制的實踐，在市場運行初期，主要采用容量補償機制，未來會逐步過渡到容量市場機制。我國已明確提出新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場，但在儲能參與容量市場的建設中，仍存在一系列問題，無法將國外容量市場的建設經驗直接應用于未來我國考慮儲能參與下的市場建設。首先，在現行國外容量市場機制下，儲能資源的容量價值和物理特性往往難以體現，且長期獲利不足。這主要是因為現有的電力市場設計并未充分考慮儲能的獨特運行模式和調度靈活性。其次，目前國外電力容量市場出清機制的設計也未能充分適應儲能資源的特性。在建立容量出清模型時，當前電力容量市場出清機制多基于單時段，對于能夠在不同時間進行充放電作業(yè)的儲能資源來說，這種單時段計算的出清模型難以反映儲能資源在全天不同時間段內提供電力穩(wěn)定性的真實價值。以上問題標志著，當前國外容量市場的建設尚未能完全適應新型儲能參與電力系統(tǒng)的需求，這在一定程度上限制了儲能技術在提升電力系統(tǒng)靈活性、促進清潔能源消納等方面的作用發(fā)揮，也影響了儲能項目的獲利空間，亟待建立中國特色的考慮儲能的容量市場交易、出清與結在市場準入標準方面，可因地適宜降低新型儲能資源的準入標準，增加更多小規(guī)模儲容量的儲能對系統(tǒng)的可靠性貢獻不同。容量市場應當采用分等級分類型方式，通過將儲能對系統(tǒng)充裕度的貢獻折算后，與火電等其他類型電源在容量市場中同臺競價。在容量市場交易品種方面，可為新型儲能資源設計多樣化容量產品，并細化容量市場類別。在容量出清機制方面，由于儲能的調度可行性不僅取決于當前的充電狀態(tài)，還涉及到未來時段的電如作為需求側響應資源、虛擬聚合資源、與新能源組成聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)等，未來容量機制建但在規(guī)劃方案引導下儲能設施發(fā)展迅速，這就可能導致儲能設施的閑置。跨省跨區(qū)交易可以為這些閑置的儲能設備提供新的市場機會。寧夏等地區(qū)的儲能設施可以通過參與西北五省乃至更廣區(qū)域內的電力交易，實現資源優(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)揮重要的調節(jié)作用。抽蓄能夠在電力供應富余存電能，在電力緊缺時釋放電能，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，還能提升儲能設施的利用效率，進一步拓寬其收益空間。當跨省之間出現電力盈余或短缺時，抽蓄電站能夠快速響應，通過調節(jié)出力來平衡供需關系。同時，抽蓄的快速響應能力使其能夠在跨區(qū)交易中靈活調節(jié)電力流動，增強電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性。尤其是在大綜上所述，儲能與跨省跨區(qū)交易的結合，可以為西北地區(qū)乃至全國的儲能產業(yè)發(fā)辟新的道路。通過政策引導、市場機制創(chuàng)新和跨區(qū)域合作，不僅可以有效解決儲能設施初期的經濟障礙，還能充分發(fā)揮儲能技術在電力系統(tǒng)中的調節(jié)作用，促進新能源的高效利用要形成新能源配儲的良好生態(tài)，最終還是需要通過市場手段“托底同時利用抽蓄電量消納新能源，創(chuàng)新儲能的參與模式。儲能工廠實際包含梯級電站儲能泵站和新能源電站，利用上下梯級水庫調節(jié)能力，將棄光棄風電量以水之勢能的形式存儲，一是實現對新能源的棄電量的存蓄備用，二是將新能源棄電量轉換為更平穩(wěn)可調的水力電源側新型儲能，在現有新能源和儲能捆綁聯(lián)合申報基礎上，增加獨立申報機制，拓展儲能收益來源。在獨立運營模式下，由儲能項目投資方負責運行管理及設備維護，從電網獲取低價電能，經調節(jié)后向電網提供高質量電能，發(fā)電凈收益歸儲能投資方所有。在聯(lián)合運營模式下，新能源與儲能作為整體向電網供電，電網按全廠加權平均電價結算聯(lián)合運營公司輔助服務、容量補償與容量市場、需求側響應等多種方面獲得多種收益。通過市場手段挖所謂“共享儲能”，就是以電網為紐帶，允許電網側儲能通過容量租賃等方式分閑置容量轉交發(fā)電側集中式新能源使用，在助力新能源滿足強制配儲政策要求的同時，減輕新能源自建儲能的成本負擔，同時為電網側儲能拓寬收益渠道。基于此，共享儲能的收益渠道可拓寬至多個方面：一是容量租賃模式，將儲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（調峰調頻等）獲取相關收益，甚至萬千瓦時儲能電站開工，標志著共享儲能模式的探索開始。寧夏自治區(qū)發(fā)展改革委《關于加快促進儲能健康有序發(fā)展的通知》提出：“鼓在調峰輔助服務，頂峰交易和容量租賃等方面均有收益，發(fā)揮了儲能“一站多用”的共享作用，有效提高寧夏電網的調峰能力，推動實現電網削峰填谷，緩解高峰供電壓力，促進未來，隨著調用方式的改變，共享儲能有望從此前的每日“一充一放”轉變?yōu)椤岸喑涠喾拧薄ⅰ皽\充淺放”，將大幅提升儲能電站的利用率。綜上，建議針對集中式儲能，探站多用”的共享作用。積極支持各類主體開展共享儲能、云儲能等創(chuàng)新商業(yè)模式的應用示用戶側儲能設備可以根據用戶的需求和電價波動選擇合適的時間進行儲能和放能操作，從而實現能源的高效利用。此外，用戶側儲能還可以與分布式能源發(fā)電系統(tǒng)結合，實共同投資和使用儲能設施，實現資源共享和成本分攤。這種模式不僅提高了儲能設備的利當前，用戶側儲能項目一般采用用戶自建或合共享儲能的商業(yè)模式則進一步優(yōu)化，通過多個用戶共同出資和使用儲能設備，分攤了初期建設和后期維護的成本。這種模式下，收益分配可以根據每個用戶的用電量和儲能設備的新型儲能參與電力市場交易實施方案》，實施方案明確了獨立儲能、電源側儲能、用戶側在電力現貨市場實時價格引導下，用戶側儲能可執(zhí)行低充高放策略，從場景和實際用電行為，有可能實現一天超過兩充兩放，提升儲能系統(tǒng)利用率，加快投資回共享儲能在這種市場背景下將有更大的發(fā)展?jié)摿?。多個用戶共同參與儲能設備和使用，可以進一步提升儲能系統(tǒng)的經濟性和靈活性，降低單個用戶的投資風險，促進儲能技術的普及和應用。隨著電池等主要設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，電力市場中的現貨價格波動將為用戶側儲能帶來無限的收益為解決新老儲能同臺競價時，存量儲能競爭力不足的問題，尋求長期協(xié)議是保障存量儲能合理收益的重要手段。除發(fā)電側容量租賃外，將協(xié)議范圍拓寬至用電側，參考歐美促進“新能源+儲能”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)議在項目建設前期的融資階段，幫助項目鎖定未來的現金流，作為項目融資基礎，能夠與新能源配儲政策形成合力，倒推新能源配置安全性滿足要求的儲能，或實際利用起所租賃的共享儲能設置，促進新能源配置儲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，配儲后相較傳統(tǒng)能源發(fā)電及分時電價具有一定的經濟性優(yōu)勢，將為售電公司帶來用戶側電價紅利，同時長期協(xié)議將提前鎖西北地區(qū)高度關注儲能產業(yè)發(fā)展情況，儲能發(fā)展規(guī)模、峰標準、電能量市場參與方式成為政策關注的重點，明確抽蓄參與跨省區(qū)交易規(guī)則、新疆與此同時，現階段儲能收益水平受政策因素影響明顯，參考儲能主要收益渠補償標準、容量租賃標準、容量補償標準仍有待明確。196號文執(zhí)行后，寧夏等省份的儲早期投建的儲能收益難以保證，需針對新老儲能分別建立容量補償標準；儲能容量租賃的不足困境；另一方面，西北地區(qū)儲能也存在不足，例如陜西等地儲能整體投資意愿低于政策規(guī)劃期望水平，儲能政策與規(guī)則先行，投資者仍處于觀望狀態(tài)。這一矛盾存在的本質原因是不同儲能作用的時間尺度不同，用“一刀切”式的新能源配儲政策無法匹配電力電量為此，西北地區(qū)一方面需要科學優(yōu)化新能源配儲比例，另一方面，儲能的核心問題仍是成本疏導問題，需要增強儲能的經濟激勵。初期，應通過區(qū)別調用、完善上述多項補償標準、拉大峰谷價差等方式，探索完善發(fā)電側、電網側與用戶側儲能的補償機制。遠期，應促進推動儲能通過參與電能量、輔助服務、容量等市場，形成多維度收益結構，同時增加儲能參與跨省區(qū)交易的自由度，在拓寬儲能收益空間的同時，借助儲能增強省間互光熱的度電成本顯著高于新型儲能，其中西北地區(qū)超過90%的抽水蓄能項目的單位造價目前仍需要依賴風光熱一體化項目中的其余新能源彌補高額成本。當前，西北地區(qū)需盡快當前，西北地區(qū)新型儲能收益渠道仍有望進一步的電網側共享儲能商業(yè)模式，完善其容量租賃的價格與期限標準。此外，側共享儲能商業(yè)模式，引導多用戶共同出資和投運新型儲能，分攤初期建設和后期維護成訂長期協(xié)議，解決早期投運儲能競爭力下降、難以長期盈利的運營困境，真正利用儲能的西北地區(qū)電力跨省跨區(qū)交易關鍵問題研究當前西北電網跨省跨區(qū)主要交易通道如圖2-1所示，其中部分外送通道的詳細情況如表2-1所示。當前西北電網將在原規(guī)西北直流通道17回，外送規(guī)模達到1.18億千瓦[28]。以寧夏為例，自各通道建成以來，網華電北網華電沂南甘肅-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木海南紹興河西-浙江華東電網陜北-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電華中網電寧夏陜北羅敷古泉靈州柴達木海南紹興河西-浙江華東電網陜北-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電華中網電寧夏-湖南72指送端電廠與受端電網，以及送端10個輔助服務聚合商、1家虛擬電廠入市[22]。目前，跨省區(qū)交易仍以網對網交易為主，點對點交易規(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，儲能、虛擬交易3681.6億千瓦時，同比增長6.2%，其中，跨區(qū)送出（含轉送電量71.0億千瓦時）跨省交易357.7億千瓦時，占交易總量的9.7%。分省來看，陜西送出均價最高，主要是陜西外送以火電為主，省內燃煤基準價最高，且短期市場高峰時段支援電量占比較高；青海、新疆送出均價較低，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——網內送出占比西北電網跨省交易主要優(yōu)勢為新能源靈活交易)年度（多年）l06)年度（多年）l06,30%49,l4%短期交易調峰替發(fā)7,4%省間現貨8%調峰替發(fā)7,4%省間現貨8%獎罰電量,2,1%備用市場日前實時,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荷中心逆向分布矛盾推動了西北各省的省內富余電力交易，實現了電力資源在更大范圍內的優(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施細則（2024交易規(guī)則（試行）》。此外，西北地區(qū)陸續(xù)出臺了具有西北特色的不同時間尺度下的跨省交易機制，包括電力中長期、調峰、頂峰等省間輔助服務交易等。整體上看，當前西北地區(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（征求意見稿）》對未來西北地區(qū)跨省跨區(qū)交易變化趨勢進行如下三方面展望。在建設全國統(tǒng)一電力市支撐能源轉型和雙碳目標；其二是深化市場化改革，推進電力中長期市場精細化；其三是在中長期跨省跨區(qū)交易中，《實施細則》引導包括西北地區(qū)在內的各主體新增了清潔能源的合同轉讓交易、新能源發(fā)電企業(yè)的預掛牌交易，擴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)電量的方而預掛牌交易允許新能源通過報價不報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，推進電力中長期與現貨交易的銜接，實現中長期交易精細化。隨著新型電力系統(tǒng)不斷建設與省間現貨不斷成熟，推動中長期交易分時段帶曲線交易、縮市場參與主體在月度或月內提前申報依照電量-電價曲線中標的成交電量可能會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，需要考慮采用更短周期的交易頻次，以及連續(xù)運營等方式，提升新能源消納水平。為此，《實施細則》強調了合同交易須帶電力曲線交易，推進中長期分時段、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)交易建設不斷完善，細化各環(huán)節(jié)規(guī)程，增強合規(guī)性、規(guī)范服務時限，提高服務水平和運營效率成為發(fā)展趨勢?？缡】鐓^(qū)交易在公告發(fā)布、交易申報、安全校核等方面對時限進行了調整，為市場主體交易決策預留了更長時間，提升了市場服務水平。此外，隨著中長期連續(xù)運營不斷推進，縮短交易周期、提高頻次也將對市場運營機構的工作效率和管理一方面，“西電東送”價格仍處于較低水平，清潔能源生態(tài)成本無法例如2020年，黃河公司“西電東送”清潔能源項目中，落地電價與山東、河南等受電省為全國最低，外送電的落地價格普遍低于當地火電基準價，未能體現青海“綠電”的生態(tài)價值。與此同時，青海在缺電時段外購電價價價/為解決可再生能源消納問題，將新能源補貼由政府行為轉變?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。配額制強制性規(guī)定了責任主體可再生能源最低消納責任權重，若不能達到這一最低權送端新能源大省消納任務重。2023年，西北五省中，青海、寧夏、甘肅的非水電消納責然而，跨區(qū)送出的新能源電量僅計入受端省消納份額。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，這導致了大量的外送非水可再生能源無法計入送端省份的配額指標，進一步加劇了送端完成指標的壓力，導致部分送端省份新能送能力達到7071萬千瓦，西北地區(qū)已成為國網公司系統(tǒng)內新能源裝機占比最高、外送規(guī)模最大的區(qū)域電網[2]。隨著新能源裝機滲透率的不斷增長，傳統(tǒng)中長期交易模式日漸出現導致傳統(tǒng)外送省份難以準確預測發(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)、用電特性嚴重不匹配，系統(tǒng)由“確定性平衡”轉為“概率化平衡”，本地平衡和電力外送均嚴重依賴新能源出力，“極熱無風”，“晚峰無光”等時段將同時面臨電力缺口，保障電力外送將存在巨大困難。區(qū)內方面，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，買不進來”2.在以煤電為主的常規(guī)電源發(fā)電結構下，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機制，不適應一次能源供需形勢快速變電力外送出現惜售現象，中長期交易規(guī)模減少，電網然而，新能源出力具有間歇性和波動性，對實現穩(wěn)定可靠的電力外送目標形成挑戰(zhàn)。據統(tǒng)計，當前，新能源大規(guī)模發(fā)展但實際運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，如果新能源僅獨立參與跨省區(qū)外送，那么可靠容量對應電量將極小，難以匹配現貨交易曲線。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提供調峰能力，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實際工程經驗，一般取1:2，尚未有對打捆比例的科學理論計算依據，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，需根據西北地區(qū)調節(jié)電源結構，科學制定打捆比例，充分盤活存另一方面，配套火電的收益空間下降、成本高昂，經濟性不足。目前跨省跨區(qū)燃電價格機制配套煤電機組多為大容量、高參數、低能耗、調節(jié)能力好的機組，其建設成本與運行成本較外送清潔能源處于高位。據電規(guī)總院發(fā)布的《火電工程限額設計參考造價指瓦計算，“十四五”煤電核準容量全部建設投產的投資額將超4500億元。在今后利用小燃煤發(fā)電標桿上網電價0.2595元/千瓦時（低于全國平均水平），且部分受端省份煤電機組利用小時遠低于寧夏等送端省份利用小時，部分配套燃煤機組利用小時嚴重偏低。因此，按受端省份同類型機組利用小時安排規(guī)模計劃可能難配套火電的收益空間與生存空間將進一步受到擠壓，難以充分發(fā)揮煤電對高占比新能源的重要角色，并取得顯著成效。售電側改革的核心是引入競爭機制，從傳統(tǒng)的壟斷供電模式改革以來，售電業(yè)務逐步放開，零售市場發(fā)展迅速，多個售電主體進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，套餐種類相對單一。同時市場結算復雜度較高，零售套餐需盡可能減少。零售套餐數量有限導致用戶選擇性受限，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整或解約困難，導致市場運行不穩(wěn)定，限制了售電公司與代理用戶的市場流動性和交易自主性，將一定程度上降低用戶側跨省區(qū)交易積極性，不利于送端新能源大規(guī)模同時，當前零售市場尚未實現完全競爭。零售市場的設立為會，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。上網側降低的電價傳導至用戶的范圍、售電公司的盈利范圍尚未受到國家層面指導管控，而為保障清潔能源外送時回收成本，獲得合理盈利空間，需以市場化交易等方式確定跨區(qū)外送價格。事實上，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，受產業(yè)結構先天劣勢影響，西北地區(qū)高載能產業(yè)占比高，對低電價依賴度極高，地區(qū)政府多通過低廉電價為高載能企業(yè)優(yōu)化營商環(huán)境，基準電價較低，直接影響外送電價水平外部競爭影響，西北區(qū)域內各省集中式大規(guī)模開發(fā)新能源發(fā)電項目，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，形成高度同質化的產業(yè)結構，同時西北各省電源裝機高速增長，但受經濟發(fā)展條件限制，用電負荷增速緩慢，造成同質化發(fā)電產業(yè)紛紛通過采取降價爭搶外送通道方式促進富余電力消納；再者，受市場機制影響，跨區(qū)專項受主體意識影響，部分省份政府將市場簡單等同于“降電價”，政府干預市場如劃定交易規(guī)模、指定交易對象、交易電價，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，建議將依托國家計劃或政府間協(xié)議等剛性規(guī)定的送電價格、送間、執(zhí)行方式，轉變?yōu)槭袌龌灰追绞?，從而推動市場價格隨著電力供需形勢變化靈活調整。因此，為保障送端清潔能源的合理收益，建議積極推動框架協(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劣勢，轉化為充分反映供需形式的市場價格當前，跨區(qū)送出的新能源電量僅計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構性矛盾，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，為此，應在配額制定時，將送端外送通道配套清潔能源納入受端省份裝機容量考慮，以此為比例基準制定配額目標，形成更為均衡的可再生同時，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根據調控中心、發(fā)展部提供的全年發(fā)用電預測結果，結合國家發(fā)改委每年下達的非水可再生能源消納責任權重指標，合理測算與安排外送新能源規(guī)模，在完成本地指標的基礎上，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，助力購電省完成其在此基礎上，可考慮適時開放綠證二次交易，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，允許超額完成指標的義務主體出售其所持有的綠證，由缺額的義務主體買入。在開放綠證二次交易背景下，本報告采用全國綠證價格等數據，測算了全國各省綠證交易數值，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，建議開展量價浮動的彈易模式。西北電網彈性交易面向跨省跨區(qū)“網對網”的多年多月集中式電能量批發(fā)交易，為了適應新能源波動、負荷需求變化和其余機組供需變化等多類型風險，根據市場主體中彈性交易的精髓在于允許參與主體靈活調減調增交易電量，浮動形成交易電價。在彈性交易中，各個主體可以基于保證出力曲線分別申報固定交易電量與彈性交易電量，通過雙邊負荷調節(jié)能力及水電、煤電供需變化等情況對浮動部分量價約定浮動調整規(guī)則。由于固定部分的交付可能性較大，設定“固定電量電價”高于“浮動電量電價”。浮動部分的價格可以根據全額交付天數靈活調整。全額交付天數越多，浮動價格就越高。同時，在正式交付之前，售方有義務向區(qū)域調度中心通報預期交付情況，調度中心將根據中長期電量合同的執(zhí)行情況在現貨市場中填補可能出現的電量空缺。電量交付后，根據調度機構統(tǒng)計的計量數據、調度曲線，交易中心將核對交易曲線，按照考核標準區(qū)分責任主體，分別對固定PPP時序出力曲線“保證出力”曲線時序出力曲線P1P2 ABCPP1P2 ABCP2 DVP20N1N2100%N0Tt彈性交易的組織方面，市場調度機構將發(fā)布各省級新能源/各新能源發(fā)電企業(yè)的保證出力曲線?；诒ＷC出力曲線，各個主體可以分別申報固定交易電量與彈性交易電量，納入雙邊協(xié)商或集中交易進行出清與定價。最終，在電量交付后，根據調度機構上傳的計量數據、調度曲線，核對交易曲線，按照不同的考核標準、區(qū)分責任主體，分別對固定交易定與浮動電量參與彈性交易相關信息商或集中交易，分解參與彈性交易相關信息商或集中交易，分解準備期交付與校核固定電量交易商或集中交易，申報浮動電量交易開市前電量交付期彈性交易定價與出清開市前電量交付期西北電網彈性交易市場運營機構：市場運營機構：責任主體2）按照責任偏差與波動偏差分別考核。市場運營機構：ATC等集中交易模布交易時間。競價開始：（1）市場運營機構公布ATC、典型曲線、浮動價格對照表等交易信息2）市場成員上報機組類型、固定電量交易價格、浮動電量交易水平、歷史出力信息等3）組織雙邊協(xié)商4）組織集中交易5）市場運營機構將成交電量競價開始：（1）市場運營機構公布ATC、典型曲線、北分部依托北京電力交易平臺，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條款，協(xié)調簽訂合同調整補充協(xié)議，明確無償回購、免于責任偏差結算等條款，實現了跨區(qū)直流增送150億千瓦時[28]，調動了跨區(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，應以降低參與外送試點的新能源企業(yè)棄電率為目標，確定打捆比例和交易規(guī)模，調甘肅、陜西等火電裝機比例較高的地區(qū)。除火電外，水電啟停速度快、調節(jié)幅度大等特性），占較大比例，能夠替代火電成為打捆調節(jié)電源。進一步，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)電費用最小為目標，包括火電發(fā)電成本和棄風棄光成本，約束包括電力平衡約束、機組連續(xù)開停機時間約束、最小技術出力約以西北具有代表性季候特征的1、4、7、10四個月份為研究對象，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，其結果如表2-8所示。通過清潔能源打捆外送機制，能夠緩解西北地區(qū)新能源“窩電”頻現，而中東部省份在局部地區(qū)、局部時段電力能源短缺的能源資源不平衡的現象；將調節(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段連續(xù)外送需求的難題，調節(jié)新能源與傳統(tǒng)能源發(fā)電的結構性矛盾，構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濟性方面，考慮到部分大容量配套火電建設成本高、送受端利用小時不均等矛盾，建議綜合考慮送受端電價差，合理安排配套火電外送計劃，合理抬高電價較低的配套電源送出電量，合理降低電價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差情況安排規(guī)模計劃，其中煤電機組落地價格高于受端地區(qū)的，按照低于受端省份同類型機組利用小時水平安排規(guī)模計劃；煤電機組落地價格低于受端地區(qū)的，按照高于受端省份同類型機組利用小時水平安排規(guī)模計劃，上下浮動比例原則上不低此外，為保障配套火電的合理盈利空間，建議加強跨省跨區(qū)電力市場化定價手段確定跨省跨區(qū)燃煤發(fā)電上網電價。以銀東直流為例，建議通過市場化定價，實現靈活配置直流配套燃煤發(fā)電機組中長期協(xié)議電量送出方式。同時，放開配套燃煤發(fā)電企業(yè)參與省間現貨交易權限，實現多時間尺度下配套電源的合理獲益，促進西北清潔能源大首先，技術方面，為解決零售用戶套餐選擇有限、紅利傳導不足等問題臺化市場化方式增加用戶套餐選擇自由度。用戶套餐數量受限的主要原因為套餐數量增多將使得出清軟件計算復雜度過高。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福利最大化目標確定。為解決上述矛盾，應通過引入零售套餐比價與監(jiān)測平臺等方式，替代原納入批發(fā)市場出清模型的定價方式，限制零售商市場套利空間，實現零售出清風險管控，從而在出清模型中剔除零售用戶，只要售電公司其中，零售套餐交易比價和監(jiān)測平臺中，應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。零售套餐交易比價和監(jiān)測平臺可由交易機構負責運營，并委托第三方通過平臺為用戶提供比價參考信息，供用戶選擇售電公司和相應的套餐，形成以比價競爭機制為核心的零售市場交易模式。在搭建平臺的同時，建議采用算法優(yōu)化助力零售套餐選擇，根據用戶的需求和條件，自動為用戶推薦性價比最優(yōu)的零售套餐，實現智能化交易輔助決策的同時，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定盈利、紅利傳導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，并通過政策強化對售電公司的監(jiān)管，降低其通過操縱價格、惡意提高電價等手段獲取高額利潤的可能性，促進上網側降低的電價水平順利總體來看，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)?？矗鞅钡貐^(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。從交易主體看，西北地區(qū)外送市場主體呈多樣化態(tài)勢，儲能、虛擬電廠等新型主體正在逐步入市。從交易機制上看，西北地區(qū)已建立了不同時間尺西北地區(qū)發(fā)電資源豐富，長期以來向東部負荷中心遠距離大規(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 等方式實現，但在新型電力系統(tǒng)建設背景下，西北地區(qū)逐漸從傳統(tǒng)能源外送轉型為重要清 潔能源外送基地，新能源的發(fā)電特點、經濟性較傳統(tǒng)能源發(fā)生轉變，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濟性不足、打捆比例不明確等諸多問題，影響新能源外 為推動西北地區(qū)持續(xù)充分發(fā)揮電力外送的重要作用，應推動框架