在中国能源研究会双碳产业合作分会获得自然资源保护协会赞助支持下，近期公布了一份关于西北地区新能源高密度发展的研究报告。报告揭示该地区在储能技术应用和跨区域电力交易体系上存在诸多问题。报告着重指出，西北地区在储能发展上面临低利用率、成本转移难题、商业模式模糊和市场化程度低等复杂挑战，这些因素严重制约了新能源的大规模推广应用。
储能利用率不足的现状
西北地区新能源储能应用效率未及预期目标，尤其在设施使用率方面，远低于既定规划指标。以陕西省为例，储能项目投资成果未达到预定标准，进而影响设施建设与运营成效。此状况既导致了投资资源的无效利用，也未能显著提升新能源的利用比例。
储能效率低下的原因众多。主因包括高昂的建运成本及盈利模式不明确，以及投资者参与意愿不强。其次，部分储能技术尚不完善，故障频繁，影响系统稳定。此外，储能调度机制也存在缺陷，未能有效助力电网调节。
成本疏导不畅的问题
储能领域面临的主要挑战之一是成本分配效率不高。高昂的建造成本和运营费用难以向终端用户合理转嫁，致使储能项目的经济效益未能充分显现。这一成本分配难题不但降低了项目的投资收益，亦制约了储能技术的普及和推广应用。
成本疏导问题制约了储能项目的实施，核心在于盈利模式的不明确。当前，项目盈利主要依托峰谷电价差和辅助服务市场，但受限于市场规模及成熟度，无法为大型储能项目提供充分支持。加之成本疏导机制尚不完善，无法将储能成本合理分摊至电力系统各部分，导致储能项目经济效益不明显。
商业模式不明的挑战
储能行业所遭遇的主要挑战三：盈利模式尚不明朗。现阶段，多数储能项目主要依赖峰谷电价差及辅助服务市场实现盈利，然而市场规模和成熟度有限，无法充分支撑大型储能项目的发展。此外，收益模式的不确定性降低了投资者参与的热情。
商业模式不明的挑战主要体现在储能项目的收益模式不明确。
市场化程度低的困境
储能行业所遭遇的第四大挑战是市场渗透率偏低。目前，众多储能项目严重依赖于政策补贴和财政援助，而市场化的运作体系尚不健全。这一现状对项目的投资收益造成消极影响，同时制约了储能技术的广泛推广与深入应用。
低市场化程度的问题主要表现为储能项目市场化运营机制的不足。
跨省跨区交易机制的挑战
报告指出，西北地区正逐步将能源外输模式从传统向清洁能源核心基地过渡。然而，清洁能源发电在特性和经济性上与传统能源有别，导致现有协议下各部门协商困难、配套电源经济效益不佳、捆绑比例不明等问题，进而影响了新能源外输效率。
省际间新能源输电效率低下的关键挑战。受西北区域传统电力装机增长放缓影响，电力峰值时供电需求主要依赖新能源，但其供电的随机波动性导致输出地省份难以准确预测发电量。在保障供电和遵循长期合同硬性约束的双重压力下，多省新能源外输常遭遇惜售。
绿电配额结构性矛盾的突出
分析报告表明，现阶段绿电配额存在结构性冲突，尤其是在外送可再生能源未纳入输出地配额评估标准，此状况进一步降低了某些地区的输电积极性。这一矛盾不仅影响了新能源的输出效能，亦阻碍了其高增长率的实现。
绿电配额体系矛盾突出，主要特征是新能源外输意愿低下。由于送端省份的可再生能源输出不计入配额评价体系，使得外输意愿降低。此外，绿电配额的分配机制存在不足，未能充分激发省份推广新能源外输，影响了外输效率。
报告提出的解决方案
针对此问题，报告提出了多项应对策略。主要措施包括：提倡实施清洁能源跨区域市场化电量交易，以解决外输清洁能源成本回收的难题。此外，建议优化可再生能源消纳权的分配，并将清洁能源输送配套项目纳入接收地装机容量评估体系中，同时适时进行绿色证书二次交易。报告还呼吁制定售电企业盈利及监管指导方针，以确保电力市场改革成果的合理传递。
本报告提出的应对方案展示了实施潜力。首要举措是推广清洁能源跨区域市场化交易，这有助于克服输电成本难题，激发输出省积极性。其次，调整并优化可再生能源配额比例，能够激励省份主动输送新能源，提高传输效率。最后，发布售电公司盈利与监管指导，有助于规范发电侧利益分配，提升电力市场的透明度和公平性。
报告提出应运用“初期补偿、长期市场引导和新型商业模式”的策略应对储能经济问题。初始阶段，需针对不同调用场景精确补偿政策，扩大峰谷电价差距，以优化发电、电网和用户侧的储能补偿。长远来看，应激励储能通过参与电力市场、提供辅助服务和容量交易等方式，构建多元化的收益模型，增强区域间交易的便捷性，进而增强收益潜力及省际协同能力。
报告强调，西北地区需实施科学的储能规划，综合考虑不同时段的储能特性与电力供需的平衡，以解决新能源并网可能引发的规划与需求不匹配难题。报告表明，抽水蓄能和光热电站具备调节功能，是传统能源的理想替代选择。
面对西北新能源储能领域诸多挑战，本篇旨在讨论提升储能设施成本效益比的策略，以推动新能源占比的显著提升。热切期待您在评论区分享观点，并分享本文，促进对这一重要议题的深入探讨。
