专家建议：储能与跨省跨区交易机制促进西北新能源外送
【环球网报道 记者 齐琛冏】西北地区是我国重要的新能源基地，也是重要的清洁能源外送基地。2023年，全国新能源发电量1.47万亿千瓦时，其中近五分之一来自西北。为推动地方电力转型，由中国能源研究会双碳产业合作分会主办、自然资源保护协会（NRDC）支持的“促进西北新能源高比例发展专家研讨会暨西北电力圆桌项目启动会”于9月28日在西安举办。国家能源局西北监管局、国家能源局山东监管办、陕西省能源局等单位的相关负责人参会。
会上，中国能源研究会双碳产业合作分会的专家介绍了“促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”的研究成果。随后，会议启动了旨在支持西北新能源高质量发展的西北电力圆桌。来自北京、陕西、甘肃、宁夏、四川、浙江、山东、福建、广东等典型电力送受端地区的专家代表围绕圆桌第一期课题“提升区域互济能力”展开了讨论。
资源广域互济互补，促进西北地区新能源高质量发展
中国能源研究会双碳产业合作分会主任黄少中强调，新能源的发展无疑是我国能源战略的重要组成部分，也是实现可持续发展目标的关键路径。但因新能源发电受自然条件的影响较大，其波动性和间歇性的特点给电网带来消纳挑战，难以实现高质量的稳定供电。储能技术和电力跨省跨区交易被视为破解这些难题的重要举措。
中国能源研究会双碳产业合作分会副秘书长、中国能源网副总经理张葵叶与中国能源研究会双碳产业合作分会研究员、中国能源网研究中心负责人于立东介绍了《促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》（下称报告）的研究成果。
报告介绍，西北电网是国内首个新能源成为第一大电源的区域电网，作为我国重要的清洁能源外送基地，肩负推动我国能源转型的历史重任。储能具有布局灵活、响应速度快等灵活性优势，跨省跨区交易能够实现资源广域互济互补，是促进西北地区新能源高质量发展的重要抓手。为此，报告从西北地区储能发展和电力跨省跨区交易机制两方面展开研究，总结二者的发展现状、趋势、面临挑战和解决措施。
在储能方面，西北地区储能发展面临利用率不足、成本疏导不畅、商业模式不明、市场化程度低等困境。西北地区还同时存在储能过剩与不足的现象。一方面，一些省份储能存在过剩，发电侧新型储能“建而不用”、共享储能租用不足。一些省份储能存在不足，例如陕西等地的储能整体投资意愿低于政策规划期望水平。这一矛盾存在的本质原因是不同储能作用的时间尺度不同，用“一刀切”式的新能源配储政策无法匹配电力电量平衡的全部需要。
报告提出“初期靠补偿、远期靠市场、创新储能商业模式”的方案以解决储能的经济性问题。初期，应通过区别调用、完善补偿标准、拉大峰谷价差等方式，探索完善发电侧、电网侧与用户侧储能的补偿机制。远期，应推动储能通过参与电能量、辅助服务、容量等市场，形成多维度收益结构，同时增加储能参与跨省区交易的自由度，在拓宽储能收益空间的同时，借助储能增强省间互济能力。
报告还建议，西北应科学制定储能规划方案，结合不同时间尺度下储能的功能特性与电力电量平衡需求，解决新能源配储“一刀切”可能导致的储能规划方案与平衡需求的错配问题。
在跨省跨区交易方面，报告指出，在新型电力系统建设背景下，西北地区逐渐从传统能源外送转型为重要清洁能源外送基地，但新能源的发电特点、经济性不同于传统能源，原本框架协议下的外送存在不同地区政府部门间协商困难、外送通道配套电源经济性不足、打捆比例不明确等诸多问题，影响新能源的外送效率。此外，由于西北常规电源装机增速不足，高峰电力平衡对新能源依赖度较高，新能源随机波动特性导致送端省份难以准确预测发电能力，在电力保供的要求与传统中长期合同刚性执行的考核压力下，导致跨省区新能源外送存在惜售现象。报告还提到，现阶段绿电配额结构性矛盾突出，由于外送可再生能源无法计入送端省份的配额指标，进一步导致部分送端省份新能源送出意愿降低。
报告为此提出四点建议：一、推动清洁能源跨区协议电量市场化交易，解决外送清洁能源的成本回收难题；二、推广“固定+浮动”中长期弹性交易机制，稳定外送基本盘，充分盘活中长期外送交易；三、优化可再生能源消纳责任权重配额比例，将送端外送通道配套清洁能源纳入受端省份装机容量考虑，适时开放绿证二次交易；四、出台售电公司盈利范围、管控范围的指导意见，规范发电侧电改红利传导方式。此外，报告还提出，应加快全国统一电力市场建设，着手发展区域型电力现货市场，将西北地区电力跨省跨区现货交易融入其中，促进资源在更大范围优化配置，推动实现“全网一盘棋”。
在发用两侧同时开展电力互济
自然资源保护协会（NRDC）清洁电力高级顾问王万兴主持了西北电力圆桌的讨论环节，与会专家围绕提升区域互济能力，就完善市场交易机制、提升外送新能源比例、送受端利益诉求等问题展开了讨论。
浙江省发展改革委原副主任、省能源局原局长蔡刚表示，新型电力系统的发展前途在新能源，从西北的角度看出路是外送，短板是储能。建议加快全国统一电力市场的建设，通过市场规则来保障通道的稳定可靠输电，保障绿电比例稳定上升。
来自西北的业内专家表示，目前西北直流外送新能源占比约33%，国家提出的要求是50%，未来从技术和管理两方面都必须要进行一些创新才能实现该目标。近年来，西北创新“能量换容量”“新火互济”中长期交易品种、创新中长期“弹性交易”机制、建成“主体全覆盖，连续全开市”的“省间+省内”调峰辅助服务市场。这些尝试均取得了良好的成效。
与会专家提到，西北在区域互济上有很好的传统，未来需要重点关注的方向是推动需求侧参与跨省区交易，在发用两侧同时开展电力互济。另外，目前陕西省重点用能企业在全年用电量的30%必须购买绿电或者绿证的政策刺激下，省内绿电绿证的交易活跃度大幅提升，建议加快完善多年期绿电交易在操作上的具体规则。专家们还提到了跨省跨区配套电源存在的困境。他们建议，当送受两端的供需情况与配套电源的最初规划产生差异时，应研究如何合理调整配套电源的用途，避免发电企业的利益受损。
与会专家表示，新能源外送比例取决于直流输电曲线和直流配套电源的结构，不能简单固定。稳定、高比例新能源、价格三者在外送中是难以平衡的，建议在规划外送通道时，送受双方应充分考虑自身需求后再来考虑配套的电源的配置，是要稳定，要新能源，还是要价格。
此外，有来自受端的专家介绍，省内有很多外向型企业，绿电需求强烈，但目前绿电供应不上，未来希望能从西北购入更多的绿电。专家们建议，需要统筹国家的指令性计划、地方政府之间的跨省协议与市场之间的关系。通过市场化交易来实现更大资源的优化配置，实现送受端资源的充分竞争，通过竞争的方式来实现更大程度的西部省份清洁能源的消纳。专家们还建议，在跨省交易区域市场基础上开展跨省绿电交易，通过发现环境溢价的增值价格去保障西电的外送。
中国能建西北电力设计院副总工杨攀峰建议，可考虑让沙戈荒外送直流配套的电源参加受端电网平衡，由受端省份直接调用，减轻送端电网的调峰压力。另外，建设联网通道可以促进省间互济，具有明显社会效益及经济效益，但实际落地遇到通道利用小时数低的问题，建议进一步扩大互济通道规模以促进新能源消纳及电力保供。
自然资源保护协会（NRDC）清洁电力项目副主任刘明明表示，西北电力圆桌可以促进不同领域和地域的相关方进行对话。各方诉求不同，比如送端关注可再生能源消纳责任权重的考核，受端关注外来电的落地价格和绿电比例。在全国一盘棋的战略下，协同发展能带来更高效的资源配置，助力地方电力部门实现更可靠和更经济的低碳转型。西北在协同方面的实践，比如中长期弹性交易、电量换容量、新火互济等创新机制，支撑了新能源在高比例发展的同时维持95%的利用率，这些都将为国内其他地区的能源转型提供很好的借鉴。