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。

报告强调，抽水蓄能和光热电站能提供长周期的调峰能力，是替代传统能源的有效手段。报告建议尽快建立容量补偿机制，对冲抽水蓄能和光热电站建设周期长、开发条件有限、成本高等投建风险，健全市场化运行背景下的抽水蓄能电站容量电费定价与成本分摊方法，形成光热电站非全额覆盖的容量补偿方案，以竞争性收益促进行业发展，以保障性收益激励储能投运。

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。

对上述问题，报告建议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；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；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；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。

另外，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”。

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