截至2021年底，西北电网新能源发电出力占比最高值为43.8%，占用电负荷的最高比例为56.6%，处于全国前列。为落实“双碳”目标，西北迎来又一轮新能源高速发展。在确保电力供应的前提下，探索以最低成本消纳新能源的解决方案，对西北电网具有重要意义。
西北新能源发展面临的挑战
西北风能可开发量占全国陆上的1/3，太阳能可开发量占全国的59%，新能源可开发量高达19亿千瓦。随着新能源占比不断提高，西北电力系统面临一系列新挑战。主要包括以下几点：
一是系统同时面临上平衡与下调峰问题。从中长期角度看，冬夏新能源出力小、负荷大，春秋新能源出力大、负荷小。从日内角度看，腰荷时分光伏出力大，超过负荷与直流调峰之和，弃电问题严重；早晚高峰光伏出力不足，向上备用不足问题凸显。二是新能源发电不确定性增加。当新能源规模达到千万千瓦级乃至亿千瓦级时，其出力波动就会达到百万千瓦至千万千瓦，且波动速率快，给系统安全稳定运行带来巨大挑战。三是市场结构与市场机制不完善。西北基本采用无法精确分割的物理电量交易，针对中长期交易的安全校核机制有待完善与提高，这导致合同执行与安全运行矛盾凸显。四是交易主体性质复杂、互有包含。西北既有以新能源、火电为代表的传统市场主体，又有诸如需求侧响应、储能、自备电厂等新型主体，为电力市场建设带来巨大挑战。五是外送交易进展缓慢。2021年，西北直流外送2815亿千瓦时，而外送能力为7071万千瓦，通道利用小时数仅为3981.05小时。
分阶段开展市场机制设计
实践证明，市场机制是有利于新能源大规模发展的有效方案。通过“现货+辅助服务+容量”的系统性市场结构，形成以现货市场为基础、辅助服务市场为支撑、容量市场为保障的市场合力。
针对西北现货市场，本文提出“分段建设、有序发展、促进消纳、规范监管”的总体建设思路。为避免出现价格波动、电网安全运行和用户安全用电等方面风险，建议在确保供需平衡和电网安全的基础上，分两个阶段开展现货市场建设。
第一阶段：部分电量竞价的分散式市场。在中长期交易市场中，以双边协商、挂牌、集中竞价的形式开展交易，签订物理合约，偏差电量通过现货市场的日前、日内和实时交易进行调节。初步开展分区电价机制，建立与现货市场相协调的中长期交易机制、调峰辅助服务市场机制，实现与全国统一电力市场的有效衔接。
第二阶段：全电量竞价的集中式市场。中长期以金融合同（差价合约）为基础，现货市场实现全电量竞价；健全中长期、辅助服务交易等市场机制，逐步探索金融输电权、电力期货和衍生品等交易；完善辅助服务交易品种，开展有偿调峰、调频、黑启动、无功补偿等，适时建设容量市场。
针对西北辅助服务市场，本文提出“分段建设、合理分摊、协调发展、全面评价”的总体建设思路。考虑到辅助服务市场与现货市场极强的相关性，西北电力辅助服务市场在充分考虑现有市场体系的情况下，采取与现货市场相适应的建设模式，分两个阶段进行建设。
初级阶段：以调峰辅助服务为核心，释放新能源消纳空间。考虑到目前西北市场仍不成熟，只有部分电量参与现货市场，在市场初期优先推进调峰辅助服务市场建设，增加火电灵活性改造的动力，促进区域内调峰资源的优化配置，实现新能源的“减弃增发”。调峰辅助服务市场与现货市场同步开展，并与电能量联合出清；调频辅助服务根据后期需要可在日前机组组合确定后开展；备用、无功调节、黑启动等优先在中长期市场开展。
成熟阶段：促进调峰与现货市场融合，优化交易品种。随着现货市场逐步成熟，在火电灵活性改造全面完成时，推动区域调峰辅助服务市场与现货市场融合，调峰辅助服务逐渐退出，利用实时电能量价格引导机组参与深度调峰。并将需求侧资源逐步纳入辅助服务市场，激励用户侧优化负荷曲线。同时，随着辅助服务市场的逐步成熟，对各类辅助服务资源按性能差异实施分等级管理，凸显优质资源的稀缺性。
目前西北市场体系尚未完全建立，暂未建设容量市场。本文提出“分段建设、双轨发展、合理规划、拓展主体”的总体建设思路。在容量市场建设初级阶段，应当对高可靠性机组和高灵活性机组提供固定容量补贴，激励高可靠性机组和高灵活性机组的投资。在容量市场建设成熟阶段，同时设立可靠性容量市场与灵活性容量市场。具体市场机制如下：
可靠性容量市场：根据可靠性要求构建可靠性需求曲线；根据各机组上报容量与价格，形成可靠性容量报价曲线。组织容量市场统一拍卖、集中出清，以报价曲线与可靠性容量需求曲线的交点为可靠性容量市场均衡点，以此为边际价格进行结算。
灵活性容量市场：从上爬坡能力、下爬坡能力、调节速率等多个维度核定灵活性调节能力占比，确定报价主体的灵活性容量。由于系统的灵活性容量需求变化较快，灵活性容量市场以一年的短周期开展，以统一出清的方式进行市场出清与结算。
建设全方位、多层次电力市场
为实现新能源高质量发展，需注重各市场之间的联系，充分把握政策合力，建设“纵向贯通，横向融合”的全方位、多层次电力市场。其中，“纵向贯通”指全国、区域与省级市场应相互配合，做好衔接，既发挥上层市场的统一调控作用，又发挥下层市场因地制宜的特点。“横向融合”既指同级市场之间要相互融合，挖掘电能不同价值，又指由源侧市场主体向“源荷储充”等多种市场主体的融合。
加快完善“全国—区域—省级”电力市场衔接方式。在区域与省内电力市场的衔接方面，要坚持区域市场和省级市场并重；区域市场与各省级市场进行协调，重点开展跨省市场化交易，促进省间壁垒的打破。在区域间市场的衔接方面，要加强西北市场与其他区域市场的相互耦合和有序衔接，研究探索适应跨省跨区大范围市场运作的输电价格机制，以市场价格为导向逐步扩大统一市场交易范围。在区域与全国电力市场的衔接方面，西北地区富余的电能资源通过全国统一市场进行跨区交易或区对省的交易。
推动现货市场与辅助服务市场联合出清。目前，制约西北新能源大规模消纳的重要因素之一为系统灵活性不足。应从现阶段较为紧缺的调峰资源入手，开展电能量与调峰辅助服务联合出清，最大化挖掘系统的灵活调节能力。后续调峰辅助服务与现货电能量市场融合，调频、备用辅助服务在现货市场中与电能量联合出清。
增强市场主体的多样性。在源侧，要鼓励以聚合商代理形式参与市场。在网侧，要探索组建电力交易中心联营体，建立并完善送受端协同机制。在荷侧，要给予自备电厂需求响应主体地位，鼓励其积极参与主网调峰，达成主体收益与系统新能源消纳的双赢局面。在储侧，要大力发展储能设施，促进储能大规模接入电网。明确储能的独立市场主体地位，提升储能在电能量、辅助服务与容量市场中的参与能力。
