西北地区储能发展关键问题研究 西北地区储能现状 1. 西北地区储能作用及定位包括发电侧、电网侧和用户侧三种模式 [9][10][11] 2. 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 [13] 3. 西北地区正在积极规划抽水蓄能和光热电站,为电网提供灵活调节能力 [18][19] 西北地区储能发展面临的关键问题 1. 发电侧新型储能"建而不用"问题突出,需要技术管理手段协同发力 [20][21][22] 2. 电网侧储能租赁价格标准与意愿不足,需要出台对应政策 [23] 3. 调峰政策延续性不足,需要区分存量增量补偿标准 [28] 4. 早期投运储能收益难以保证,需要建立分级容量补偿机制 [35] 5. 分布式储能个体容量有限,需要鼓励其聚合入市 [36] 6. 用户侧储能套利空间有限,需要进一步拉大峰谷分时价差 [40] 西北地区储能发展路径 1. 初期探索完善政策标准与建立补偿机制 [47][48][50][51][52] 2. 远期推动各类型储能参与电力市场 [61][64][65][66][67][68][69] 3. 创新新型储能商业模式,推广共享储能和长期协议 [74][75][76][77][78][79] 西北地区电力跨省跨区交易关键问题研究 西北地区电力跨省跨区交易发展现状 1. 西北地区已建立了不同时间尺度下的跨省跨区交易机制 [104][105][106] 2. 西北地区将逐步从传统能源外送转型为重要清洁能源外送基地 [142] 3. 新能源以刚性方式签订中长期外送协议,存在惜售现象 [113][114] 4. 配套火电经济性差、打捆比例不明确,影响新能源外送效率 [115][116] 西北地区电力跨省跨区交易面临的关键问题 1. 清洁能源跨区外送电价倒挂,外送电源成本回收难 [108][109][110] 2. 绿电配额存在结构性矛盾,外送与内用无法兼顾 [111][112] 3. 中长期交易刚性执行,新能源参与存在惜售现象 [113][114] 4. 受电端零售交易自由度受限,降价红利传导不足 [117][118][119] 西北地区电力跨省跨区交易发展路径 1. 推动清洁能源跨区协议电量市场化交易 [120] 2. 促进送受端均衡承担可再生能源消纳权重 [121][122][123] 3. 推动形成中长期量价浮动弹性交易 [123][124][125][126][127][128] 4. 科学配置新能源与配套火电外送比例与盈利空间 [133][134][135][136][137][138][139] 5. 建立零售比价平台、明确盈利范围,促进售电侧竞争 [140]