新疆电力市场

电网投资的通知》提出的不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧化学储能设施建设，以及不再安排抽水蓄能新开工项目等，使得电网对储能的投资被严格限制了。 由此可见，储能参与电力市场面临政策挑战
建设规模的10%配套建设储电装置。2019年，新疆、山东等省(区)也陆续出台了类似政策。这说明在光伏补贴退坡的趋势下，配套储能的成本也要由新能源开发企业承担，这对于发电企业来说无疑是雪上加霜，配置储能

大规模接入、输送和消纳需要，根本解决弃水、弃风、弃光和窝电等问题。同时，依托大电网加快建设全国统一电力市场，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好促进能源跨区跨省交易和经济高效配置。在主要立足国内
东德、白鹤滩等大型水电站，十四五新增常规水电5600万千瓦，2025年水电总装机达到3.9亿千瓦。 大力发展风电。建设新疆哈密、甘肃酒泉、内蒙古等三北地区大型风电基地，稳步开发广东、江苏、山东、福建

一是双弃压力仍在，新能源消纳问题依然不容忽视。部分地区仍存在较突出的新能源消纳困难，2018年，弃风主要集中在新疆、甘肃、内蒙古，弃风率分别为23%、19%、10%;2019年上半年，新疆、甘肃
、内蒙古的弃风现象仍较为严重，弃风率分别为17.0%、10.1%、8.2%。弃光主要集中在新疆和甘肃，2018年新疆、甘肃弃光率分别为16%、10%;2019年仍远高于全国平均值，分别为11%、7

可以保持95%以上，但个别省区面临较大压力。预计甘肃、新疆新能源利用率仍低于95%，但均较2019年有所提升，冀北、山西、青海受新增装机规模较大等因素影响，新能源利用率可能低于95%，华东、华中地区在
机制的作用、延续光伏发电市场环境监测评价机制，通过开发项目开发市场、实施竞争配置项目等手段探索和逐步实施项目建设管理，让可再生能源项目尽可能多地参与电力市场，最终推动光伏发电技术和经济竞争力的提升

】 一、新能源电站过去数年价值低迷的主要原因 自2015年以来，新能源电站的市场价值持续低迷。主要源自于两个基本原因和一个衍生原因： (1)电力约束问题。2015年春节以来，以新疆为代表的国内
下调一般工商业用户目录电价，不断提高电力市场化交易比例以降低大工业用户平均电价。在上述背景下，可再生能源电价附加若要进一步上调必与国家的大政方针相左，由此失去了现实的可能性。 而此前几年新能源产业界曾

;新疆喀什供电公司部分低压非居民新装用电业务直至装表接电环节才发起系统流程。 (二)办电资料或环节精简不到位，线上报装系统功能不完善或推行力度不够 部分供电企业办电资料或环节精简不到位，有的增设
调度机构进行安全校核;新能源发电计划安排不合理，执行进度差异较大;省间外送电交易合同执行率较低。 专栏8： 22.新疆电力交易机构未遵循交易方案，超规模组织新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易，挤占

省份用电量为正增长。上半年，东、中、西部和东北地区全社会用电量增速分别为-3.1%、-3.0%、2.9%、-0.5%;全国有13个省份用电量为正增长，其中云南、新疆、内蒙古、甘肃4个省份增速超过5
市场交易电量12024亿千瓦时，同比增长5.9%。其中，电力市场中长期电力直接交易电量为9602亿千瓦时，同比增长8.5%，占全社会用电量比重为28.6%，同比提高2.6个百分点。 七是电力燃料供应

%。 1-6月，18个省份全社会用电量同比增长超过全国平均水平。依次为：云南(7.8%)、新疆(6.1%)、内蒙古(5.6%)、甘肃(5.5%)、广西(3.9%)、西藏(3.4%)、四川(2.4
6月底全省电煤库存315万吨，高峰可用26天。全省统调火电厂上半年标煤到厂均价801元/吨，同比下降102元/吨。 (四)电力市场化交易情况 1-6月，全省开展电力市场化交易用户准入4 批次

省区面临较大压力。预计甘肃、新疆新能源利用率仍低于95%，但均较2019年有所提升;冀北、山西、青海受新增装机规模较大等因素影响，新能源利用率可能低于95%;华东、华中地区在春节等负荷低谷时段首次出现限电
情况，但新能源整体利用率仍保持较高水平。 预计2021年，新疆、西藏、冀北随着全社会用电量的稳步提高，新能源消纳矛盾将逐步缓解;山西、河南受2020年底风电大规模抢装影响，新能源利用率将分别

省区面临较大压力。预计甘肃、新疆新能源利用率仍低于95%，但均较2019年有所提升;冀北、山西、青海受新增装机规模较大等因素影响，新能源利用率可能低于95%;华东、华中地区在春节等负荷低谷时段首次出现限电
情况，但新能源整体利用率仍保持较高水平。 预计2021年，新疆、西藏、冀北随着全社会用电量的稳步提高，新能源消纳矛盾将逐步缓解;山西、河南受2020年底风电大规模抢装影响，新能源利用率将分别