风电市场化交易
用户侧可再生能源电力使用需求较低、负荷灵活响应可再生能源出力波动的潜力未被充分挖掘，可再生能源电力供需难以匹配是造成大规模可再生能源消纳困难的关键原因。随着发电侧的补贴退坡和平价上网，以风电、光伏发电为主的
电力十四五规划需重点考虑的问题。
建议十四五期间从加快构建市场化电价机制、建设以需求侧为重点的泛在电力物联网两个方面支持需求响应资源发挥其应有的作用。一方面，加快电力现货市场与辅助服务市场建设步伐
可再生能源制氢企业，在四方协作机制下，参与张家口可再生能源电力市场化交易，按照高新技术产业给予不高于0.36元/千瓦时的优惠电价。对张家口市氢能产业发展有特殊贡献的装备制造等相关企业，参照以上优惠电价执行
。按照先行先试的要求，鼓励在风电、光伏电场周边，建设PEM法制氢项目、风电耦合制氢，以及制加一体加氢站建设，市政府采取一事一议的办法给予电价补贴支持。
除此之外，对注册地在张家口市的氢能产业链相关
三大阻力，第一，消纳问题;第二，融资成本、土地成本等非技术成本高企，给企业造成压力。第三，电力市场化交易进展缓慢，没有看到具体的实施。
通威新能源技术总监钱华政同样认为非技术成本过高是阻碍项目进程的
光伏新增装机的未来趋势时，陶冶表示：根据巴黎气候协定，国内可再生能源电力发展具备非常广阔的前景，从经济性而言，光伏优势显著;然而，根据今年的消纳情况来看，电网不仅需要应对光伏新增装机量，还需要面对风电的
框架协议，同时新疆哈密发改委明确了全额消纳示范项目电量的方式，一期20MWh储能风电联合电站每年增发电量1.5亿KWh，其他电量通过市场化交易方式解决。 在2018年以电网侧为代表的储能浪潮驱动下
15 个区域参与市场化交易，风电、太阳能平均发电小时数超过全国平均水平，业绩指标居于国内前列。 在海外，2018 年新增海外新能源控股在运在建装机 167 万千瓦，依托能源国际进一步深耕东南亚和
798.60亿千瓦时，较同期分别增加0.97%和0.19%。参与市场化交易电量550.06亿千瓦时，占上网电量的68.88%，较同期增加27.85个百分点。平均上网电价331.21元/千千瓦时，较同期减少
0.52元/千千瓦时。
公司2019年上半年累计完成发电量1710.29亿千瓦时，上网电量1615.06亿千瓦时，较同期分别增加3.15%和2.64%。参与市场化交易电量835.03亿千瓦时，占
798.60亿千瓦时，较同期分别增加0.97%和0.19%。参与市场化交易电量550.06亿千瓦时，占上网电量的68.88%，较同期增加27.85个百分点。平均上网电价331.21元/千千瓦时，较同期减少
0.52元/千千瓦时。
公司2019年上半年累计完成发电量1710.29亿千瓦时，上网电量1615.06亿千瓦时，较同期分别增加3.15%和2.64%。参与市场化交易电量835.03亿千瓦时，占
市场中，为了让0.4-0.5元/千瓦时的风电参与交易，电网系统要向火电支付1元/千瓦时的调峰服务成本。当某些清洁能源以0.03-0.05元/千瓦时成交时，还有大量火电机组在以标杆电价成交。而且，经过
目前电力市场还未达到真正以市场手段调节资源配置，电力市场化定价机制不健全且缺失自由选择的市场，导致可再生能源占比依然偏低。
我国建立电力市场的目标，就是解决资源配置的效率问题，只要实现这个目标
仍然存在市场机制不健全、不完备的问题。例如，可再生能源保障性收购与市场化交易如何衔接?新能源如何参与现货市场试点，如何设计火电参与市场交易电量比例促进新能源消纳?如何进一步完善辅助服务市场，充分调动
：储能的多重价值未在当前价格体系中得到充分体现，其价格补偿机制尚未完全建立，储能等灵活性资源市场化交易机制和价格形成机制的建立仍需一定时间。
值得一提的是，成本高且不具备盈利性，是储能产业化的最大的
进程，加快辅助服务市场建设，完善市场规则，构建储能参与辅助服务的市场机制;加快电力现货市场建设步伐，鼓励储能项目参与电力现货市场化交易，为储能获取价值增值创造新的平台。
总之，业内人士表示，未来，储能行业应该加强统筹规划、技术创新和体制创新，逐步解决产业发展难题，促进储能产业健康发展。
