网讯：西北地区是我国重要的新能源基地和清洁能源外送基地。数据显示，2023年，全国新能源发电量1.47万亿千瓦时，其中近1/5来自西北地区。
“新能源是我国能源高质量发展的重要组成部分，也是实现可持续发展的关键路径。西北地区以其得天独厚的自然条件成为新能源发展的热土，成为国家能源战略基地规模化发展的重要应用场景，承载着推动我国能源结构转型、促进经济社会绿色发展的重要使命。在‘双碳’目标和能源转型大背景下，促进西北地区新能源高比例发展的政策研究大有可为。”中国能源研究会双碳产业合作分会主任黄少中在近日举办的“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”上表示。
首个新能源成第一大电源的区域电网
上述会议同期发布的《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》（以下简称《研究》）显示，西北地区风能、光能等新能源资源储量超过160亿千瓦。2023年，西北电网新能源装机达2.1亿千瓦，占发电总装机容量的50.1%，高于36.0%的全国平均水平；当年新能源发电量占比为26.3%，高于15.5%的全国平均水平，是国内首个新能源成为第一大电源的区域电网。
“随着沙戈荒大型风光基地等国家重点项目的进一步落地，西北地区新能源发电装机占比将持续提升，地区大电网平衡机理、稳定特性将发生巨大变革，电网形态及功能将快速向新型电力系统演进。”《研究》显示，“十四五”期间，西北地区在原规划陕武、陇东、哈密北特高压直流通道基础上，新增宁夏—湖南、陕北—安徽、陕北—河南、甘电入浙4回特高压直流，新增外送容量3200万千瓦，积极发挥区域平台作用，通过绿电服务全国经济发展和能源转型。
一位不愿具名的业内专家表示：“近年来，西北地区创新‘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，取得良好成效。”
据介绍，2023年，西北地区弹性交易累计增送158亿千瓦时，占跨省交易电量的61%，高峰时段支援电力350万千瓦；区域调峰辅助服务市场累计增发新能源658亿千瓦时，年均提高新能源利用率4.6个百分点。“目前西北直流外送新能源占比约33%，与国家提出的50%的目标相比，还有一定距离，未来需要进一步从技术和管理两方面创新。”上述业内专家表示。
“新型电力系统的发展需要新能源，西北地区出路是外送，短板是储能。建议加快全国统一电力市场建设，通过市场规则保障通道的稳定可靠输电，保障绿电比例稳定上升。”浙江省发改委原副主任、省能源局原局长蔡刚表示。
储能与跨省跨区交易是重点
多位与会专家指出，新能源发电受自然条件影响较大，其自身波动性和间歇性给电网带来消纳挑战，且难以实现高质量稳定供电，成为影响“双碳”目标实现的关键难点之一，而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。
数据显示，2020—2024年，西北地区储能装机容量复合增速超过100%，成为全国储能发展最快地区。同时，西北区域的跨省跨区交易呈快速发展态势。2023年，西北电网新能源跨省跨区交易电量达970亿千瓦时，占西北地区新能源年发电量的近1/3。
“未来，多类型储能将在西北电力系统中扮演关键角色，大规模部署储能可为解决新能源发电波动性提供方案，有效平衡电力供需并提高电网稳定性和可靠性。”中国能源研究会双碳产业合作分会副秘书长张葵叶指出，不过，目前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，同时还存在储能过剩与不足并存的现象。“一方面，一些省份储能过剩，发电侧新型储能‘建而不用’、共享储能租用不足。另一方面，还有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。这一矛盾存在的根本原因是不同储能作用的时间尺度不同，‘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。”
针对跨省跨区交易，中国能源研究会双碳产业合作分会研究员于立东表示，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，由于西北地区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，在电力保供要求与中长期合同刚性执行的考核压力下，跨省跨区新能源外送存在惜售现象。
进一步提升区域互济能力
基于现状，《研究》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、容量市场等，形成多维度收益结构，同时增加储能参与跨省跨区交易的自由度，在拓宽储能收益空间的同时，借助储能增强省间互济能力。”
至于如何进一步提升跨省跨区交易，《研究》提出四点建议：一是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；二是推广“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；三是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；四是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。
多位专家围绕如何提升区域互济能力、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提出建议。
“可考虑让沙戈荒外送直流配套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，具有明显的社会效益及经济效益，但实际落地过程中可能会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。”中国能建西北电力设计院副总工杨攀峰表示。
前述业内专家建议：“大力推广西北地区的弹性交易机制，提升新能源充分利用系统的调节能力。此外，还可以适当提高受端省份的可再生能源消纳配额指标，进而促进其购买西北地区绿电的积极性。”
另有多位专家指出，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内优化配置，推动实现“全网一盘棋”。
