中國電力圓桌：建設多層次市場機制-促進西北新能源高比例發展（2022）（42頁）.pdf

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1、2021年10月專題報告建設多層次市場機制 促進西北新能源高比例發展中國電力圓桌項目課題組2022年8月中國電力圓桌項目 中國電力可持續發展圓桌(簡稱電力圓桌)項目于 2015 年 9 月啟動，旨在緊扣應對氣候變化、調整能源結構的國家戰略，邀請業內專家和各利益方參與，共同探討中國電力部門低碳轉型的 路徑和策略。通過建立一個廣泛聽取各方意見的平臺機制，電力圓桌將各方關心的、有爭議的、目前決策困難的關鍵問題提交到平臺討論，選出核心問題委托智庫開展高質量研究，并將研究 成果和政策建議提交到平臺征求意見，從而支持相關政策的制定和落地，推動中國電力行業的 改革和可持續發展，提高電力行業節能減排、應對氣候

2、變化的能力。項目課題組中國能源研究會于 1981 年 1 月成立，是由從事能源科學技術的相關企事業單位、社會團體和科技工作者自愿結成的全國性、學術性、非營利性社會組織。接受業務主管單位中國科學技術協會、社團登記管理機關民政部的業務指導和監督管理。中國能源研究會堅持“研究、咨詢、交流、服務”的宗旨，團結能源領域的科技工作者，發揮能源科技高端智庫的作用，服務能源科技進步和體制機制創新，積極開展能源領域的決策咨詢服務和重大政策與課題研究，以及能源科技評估、團體標準制定、科學普及等工作，推動國內外的學術交流與合作，成為國家能源管理部門與企業聯系的橋梁和紐帶，是中國能源領域最具影響力的學術團體之一。中國

3、能源研究會是國家能源局首批 16 家研究咨詢基地之一，為政府決策、部署能源工作發揮了積極作用。西安交通大學是“七五”“八五”重點建設單位，首批進入國家“211”和“985”工程建設學校。2017 年入選國家“雙一流”建設名單 A 類建設高校，8 個學科入選一流建設學科。西安交通大學電氣工程學科是國家一級重點學科，電力系統及其自動化學科是國家級二級重點學科。參與團隊長期從事電力系統規劃與可靠性，電力市場等相關研究，在新能源電力系統建模、可靠性評估、用戶靈活互動用電、需求側響應及電力市場等方面具有良好的研究基礎。自然資源保護協會（NRDC）是一家國際公益環保組織，成立于 1970 年。NRDC 擁

4、有 700 多名員工，以科學、法律、政策方面的專家為主力。NRDC 自上個世紀九十年代起在中國開展環保工作，中國項目現有成員 40 多名。NRDC 主要通過開展政策研究，介紹和展示最佳實踐，以及提供專業支持等方式，促進中國的綠色發展、循環發展和低碳發展。NRDC 在北京市公安局注冊并設立北京代表處，業務主管部門為國家林業和草原局。更多信息，請訪問：。建設多層次市場機制 促進西北新能源高比例發展Market Mechanisms for Expediting Renewable Energy Development in Northwest China課題負責人 中國能源研究會 黃少中報告撰寫人

5、 西安交通大學 李更豐 謝海鵬 王昀 王子桐2022 年 8 月|i|建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展目 錄執行摘要 31 西北地區新能源發展的情況 711 西北地區新能源發展現狀 712 雙碳目標下西北地區新能源發展前景 92 西北地區新能源消納的實踐 1121 西北地區新能源消納的現狀 1122 西北地區電網的運行特點 1323 西北區域促進新能源消納的手段 1424 高比例新能源接入下西北地區面臨的新挑戰 153 西北地區高比例新能源的電力市場機制設計 1731 現貨市場機制設計 173.1.1 現貨市場在促進新能源消納方面的作用.173.1.2 西北地區現有現貨市場的建設情況

6、.183.1.3 區域現貨市場兩階段建設路線.183.1.4 市場監管機制及配套措施.213.1.5 小結與建議.2132 輔助服務市場機制設計 22建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|ii|3.2.1 輔助服務市場在促進新能源消納方面的作用.223.2.2 西北地區輔助服務市場建設情況.223.2.3 輔助服務市場兩階段建設路線.223.2.4 輔助服務市場評價體系.243.2.5 小結與建議.2533 容量市場機制設計 263.3.1 容量市場在促進新能源消納方面的作用.263.3.2 西北地區容量市場建設情況.263.3.3“可靠性+靈活性”雙軌運行制容量市場建設路線.273.3

7、.4 小結與建議.294 建設全方位、多層次的電力市場 3141 加快完善“全國-區域-省級”電力市場銜接方式 3142 發展現貨電能量市場與輔助服務市場聯合出清3243 豐富電力市場主體的多樣性 335 研究發現與政策建議 3551 研究發現 3552 政策建議 36參考文獻 38|3|建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展執行摘要截止 2021 年底，西北電網新能源裝機 1.43 億千瓦，占總裝機的 42%1，新能源發電量2276.2億千瓦時，占全年總發電量的21.18%2，裝機與發電量均走在全國前列。隨著“雙碳”目標的提出，西北地區的風光等新能源占比將進一步提高：預計 2025 年，

8、西北電網的新能源裝機將達到2億千瓦3，占比將超過50%，電力系統先于社會面實現碳達峰目標；2030 年西北新能源裝機將超過 3.5 億千瓦4。同時根據現有增速推測，西北地區新能源發電量占比預計將于 2025 年超過 1/4，于 2030 年超過 1/3，并于 2045 年達到 50%，實現發電量占比“三步走”發展路徑。根據國際能源署（IEA）提出的可變可再生能源發展階段，目前西北地區已進入“需要更先進技術方案保障新能源消納”的第四階段，并預計于2025 年進入“新能源出力超過需求”的第五階段，于 2045 年進入“新能源導致月度甚至季度過剩與短缺”的第六階段。西北區域電網的新能源優勢與挑戰將進

9、一步體現并逐步放大，研究西北電網新能源消納問題勢在必行。在各方的努力下，西北地區已實現了棄風棄光率的持續下降，取得了新能源消納的階段性勝利。根據全國新能源消納監測預警中心分析，2021 年西北地區棄風率為 5.45%，棄光率為 5.10%5，相比 2016 年的 33.34%與 19.81%實現“五連降”6。隨著新能源更大規模的接入電網、滲透率的進一步增加，系統消納新能源面對著巨大挑戰。預計 2022年將打破 2016 年以來西北地區新能源利用率“五連升”的情況。預計 2022 年新能源利用率為 92.5%，與 2021 年相比下降 2.12%。新能源項目集中度增大，西部和北部部分地區消納壓力

10、持續增大。建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|4|西北地區新能源的發展實踐，其本質就是探索以新能源為主體的新型電力系統市場機制發展路徑。因此，對西北新能源發展實踐進行總結分析，將給我國其他地區和全國層面的新能源發展提供重要參考。自 2018 年以來，課題組聚焦西北地區的電力現貨市場、輔助服務市場和新能源消納的市場機制，先后開展了“西北區域電力現貨市場及監管機制研究”、“適應新能源發展的西北區域電力輔助服務市場研究”和“雙碳背景下西北電網新能源消納的市場化機制研究”，逐漸形成了建設全方位、多層次市場機制，支撐西北新能源高比例發展的基本設想。一、研究發現（1）西北新能源裝機比例較大，系統同

11、時面臨保供與消納壓力西北新能源裝機預計在 2022 年達到 1.8 億千瓦，裝機比例達到 47%，超過火電成為全國首個新能源裝機第一大電源的電力系統7。在高比例新能源接入的背景下，系統同時面臨腰荷時段的消納與晚高峰的保供壓力?？紤]到系統保供的要求，系統運行的首要策略為保證高峰負荷需求。新能源消納同時面對斷面受阻與調峰受阻的挑戰，系統消納新能源的能力不足。系統調峰能力遠小于實際需求，午間棄電比例逐年增加。（2）西北地區市場主體組成形式復雜，亟待通過市場手段厘清運行關系西北地區具有較多的市場主體，既有新能源機組、火電機組等傳統電力系統中的市場主體；又有諸如獨立儲能、需求側響應、整縣光伏等新興市場主

12、體；還有自備電廠、電廠自備儲能等市場主體地位尚不明確的市場參與形式；市場主體構成呈現多元化、復雜化的趨勢，各類市場主體利益錯綜交織，“搭便車”現象明顯，為電力市場的有序健康發展帶來巨大挑戰。（3）“大送端”電網特性日益凸顯，外送對消納的影響越發重要截至2021年底，西北電網已投運11條直流線路，直流總外送容量達到7000萬千瓦8，最大外送功率超過 4000 萬千瓦9，跨區外送電量相當于全網用電需求的 37%，西北電網|5|建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展作為大送端的特性日益凸顯，并在全國電力資源配置中起到越發重要的作用。直流外送成為擴大電量平衡范圍、促進新能源深度消納的主要手段，外送

13、交易的發展對西北地區的新能源消納起到了越發關鍵的作用。二、政策建議（1）建議分階段完善西北電力市場架構以促進新能源消納和資源優化配置為核心，建立全時間尺度、全市場形式的市場機制。拓展現有的以電能量市場為主，輔助服務市場為輔的單一市場模式。首先針對電力市場基礎與核心的現貨電能量市場，提出采用兩階段的市場發展路線；其次針對與現貨市場具有極強相關性的輔助服務市場，提出了以現貨市場發展為基點與參照的兩階段發展路徑；最后通過容量市場政策提供現貨與輔助服務市場的市場資源保障，從而充分形成市場合力，形成面向新型電力系統的電力市場機制。通過市場之間的配合充分發揮新能源消納能力，形成競爭充分、開放有序、高效運行

14、、健康發展的市場體系，更好地反映電力商品的物理屬性和時間、空間價值，促進資源優化配置，最大程度提升西北地區新能源消納水平。（2）建議完善新型主體參與電力市場的方式機制豐富以新能源為核心的多種市場主體參與電力市場的方式機制，充分推進新興市場主體參與電力市場，提升電力系統的靈活調節能力。通過電源側、電網側、需求側、儲能側等方面來推動電力系統的靈活調節能力提升，適應大規模新能源并網后的要求。推動源網荷儲的互動融合，提升系統運行效率，充分發揮源荷儲側的消納能力與調節能力，推廣多方共贏的需求響應與可再生能源電力消納協同模式，促進新能源就地消納、應消盡消。應通過市場規則明確獨立儲能、需求響應、分布式光伏等

15、新興主體的進入市場方式與獨立市場主體地位，通過價格機制合理有效疏導消納成本，促進新型市場主體充分發展；并不斷提高系統調度與控制水平，以面對大范圍新興主體接入導致的小范圍雙向潮流問題。建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|6|（3）建議完善新能源外送機制，促進新能源在更大范圍內消納構建以電網安全為基礎、以新能源發展為原則、以電能供需為導向、以互補互濟為手段、實現配套電源和富余電能相輔相成的西北外送交易體系。通過送受端簽訂相應合約等方式，建立與受端火電利用小時、上網電價相當的長期交易機制。在富余電能外送環節，應以新能源消納為重點，充分利用省間輸電通道，推進清潔替代，開展靈活調節交易。在滿足系

16、統安全穩定的前提下，逐步增加傳輸通道的新能源占比，逐步挖掘火電配套電源參與系統調峰的能力，通過各省多送端合作互補互濟有效平抑配套新能源的隨機性和波動性。（4）建議充分參與全國統一電力市場建設，進一步打破消納壁壘充分發揮全國統一電力市場在統一規劃、統一調度、統一管理方面的優勢，完善區域市場與全國、省級市場的銜接機制?？梢赃m時向中央提出建議，盡快出臺全國統一電力市場建設細則，利用全國統一電力市場來打破“省為實體”的消納壁壘，擴大電量平衡范圍。利用各大區負荷曲線與能源稟賦的差異性，進一步擴大各大區之間的互濟能力，提升直流外送通道的堅強性，有效實現外送通道傳輸功率的動態變化與實時翻轉。充分促進西北地區

17、富裕新能源資源在區域間或全國范圍內實現優化配置，實現新能源的進一步消納。|7|建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展1西北地區新能源 發展的情況西北電網是一個新能源大規模、高比例裝機并網的同步電網。近年來，西北風電、光伏等新能源呈現跨越式發展的新局面。隨著新能源裝機與發電量不斷增加，在為優化能源結構、促進綠色發展、改善生態環境打下基礎的同時，也帶來了新能源電量消納困難、安全運行風險增加等問題，導致棄電量與棄電率的不斷增加。1.1 西北地區新能源發展現狀近年來，西北地區新能源裝機呈現跨越式增長的新局面。圖 1 展示了西北區域近五年的新能源裝機占比變化趨勢，2019 年以來西北區域新能源裝機占

18、比保持約 4%的年均增速。2021 年，西北地區新能源裝機規模達到 1.43 億千瓦，裝機占比達到 42%1，其中風電 7634 萬千瓦，光伏 6640 萬千瓦，風電與光伏發電成為西北電網第二、三大電源類型5；據推測，2022 年西北電網新能源總裝機規模為 1.8 億千瓦，新能源將超過火電，成為西北全網第一大電源。建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|8|35.43%35.67%39.80%42.06%47.00%30.00%32.00%34.00%36.00%38.00%40.00%42.00%44.00%46.00%48.00%20182019202020212022（預計）西北區域

19、新能源裝機占比變化趨勢圖圖 1 西北區域近五年新能源裝機占比變化趨勢除裝機規模外，新能源總發電量與峰值出力也均同步提升。如圖 2 與圖 3 所示，發電量方面，2021 年新能源年發電量 2276.2 億千瓦時，同比增長 34.5%；新能源發電量占比達到 21.18%，已超過歐盟同期水平；峰值出力方面，截至 2022 年 3 月，西北電網新能源日發電量最大值已突破 10 億千瓦時，達 10.7 億千瓦時，占比 35.1%；新能源最大發電出力 6370 萬千瓦、電力占比 48.0%。其中，風電日發電量 7.84 億千瓦時、占比 25.7%，風電最大發電出力 3943 萬千瓦、占比 29.7%10。

20、2021年西北電網總裝機3.4億千瓦新能源常規能源2021年西北電網年發電量10839億千瓦時新能源常規能源42%21%79%58%圖 2 2021 年西北電網新能源裝機占比及新能源發電量占比|9|建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展最大出力新能源常規電源最大日發電量新能源常規電源52%6900萬千瓦48%6370萬千瓦65%19.8億千瓦時35%10.7億千瓦時圖 3 西北電網新能源最大出力情況及最大日發電量情況（截止 2022 年 3 月）1.2 雙碳目標下西北地區新能源發展前景國務院印發的2030 年前碳達峰行動方案11提出，2030 年風電、太陽能發電總裝機容量將達到 12 億千

21、瓦以上。西北地區風能資源可開發量占全國陸上風能的 1/3，太陽能資源可開發量占全國的 59%，新能源可開發量高達 19 億千瓦12。在國家“雙碳”目標的指引與要求下，西北地區新能源將進入大規?？焖侔l展和高比例并網階段。圖 4 展示了西北未來逐年新能源裝機占比變化趨勢。50.92%0.00%10.00%20.00%30.00%40.00%50.00%60.00%70.00%01000002000003000004000005000006000007000008000009000002017201820192020202120222023202420252026202720282029203020

22、31203220332034203520362037203820392040新能源裝機與總裝機之比裝機容量/兆瓦年份西北全網逐年新能源裝機與總裝機之比新能源（2017-2040）西北總裝機百分比圖 4 西北逐年新能源裝機占比變化趨勢建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|10|預計至 2025 年，西北電網的新能源裝機將達到 2 億千瓦，占比將超過 50%，電力系統先于社會面實現碳達峰目標；2030 年西北新能源裝機將超過 3.5 億千瓦。同時根據現有增速推測，西北地區新能源發電量占比預計將于 2025 年超過 1/4，于 2030 年超過 1/3，并于 2045 年達到 50%，實現發電

23、量占比“三步走”發展路徑。根據 IEA 提出的可變可再生能源發展階段，目前西北地區已進入“需要更先進技術方案保障新能源消納”的第四階段，并在河西、新疆與海西等地及正午光伏大發時段呈現“新能源出力超過需求”的第五階段特征；于 2045 年進入“新能源導致月度甚至季度過剩與短缺”的第六階段。西北區域電網的新能源優勢與挑戰將進一步體現并逐步放大，研究西北電網新能源消納問題勢在必行。|11|建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展2西北地區新能源 消納的實踐2.1 西北地區新能源消納的現狀隨著新能源大規模接入電網，系統新能源消納面對巨大挑戰。2021 年新能源發電量2276.2 億千瓦時，同比增長

24、34.5%，占總發電量比例為 21.18%。新能源棄電量 129 億千瓦時，同比增加 24%；新能源利用率 94.6%，基本與 2020 年保持持平5。其中，棄風率為 5.5%，棄光率為 5.1%，相比 2016 年至今實現棄風棄光“五連降”，新能源利用率“五連升”的消納局面。建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|12|201620172018201920202021棄風率33.3%24.6%16.2%11.0%6.9%5.5%棄光率19.8%14.1%8.9%7.0%4.8%5.1%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%35.0%40.0%棄電率棄風率棄光率

25、2016-2021年西北地區棄風、棄光率圖 5 新能源棄風棄光率變化情況（2016-2022）而隨著規模超 1 億千瓦的以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地項目的落地與投產，西北新能源消納壓力越發增大。預計 2022 年將打破 2016 年以來西北地區新能源利用率“五連升”的情況。預計 2022 年新能源棄電量將達到 205 億千瓦時，同比增加 58.4%，對比 2020 年棄電量翻一番；新能源利用率預計為 92.5%，與 2021 年相比下降 2.1%。新能源項目集中度增大，西部和北部部分地區消納壓力持續增大。制約西北電網新能源消納的因素較為復雜，其中主要因素為電力電量平衡受阻與安

26、全穩定受阻，分別體現為斷面受阻和調峰受阻。斷面受阻方面，主要是指輸送通道容量有限。西北電網內部網架結構為東西走向長鏈型結構，發電與負荷中心地理上分布不均，新疆、河西等西部新能源電能需通過交流線路輸送至陜西等東部負荷中心，但西部電網網架薄弱、網架與新能源發展不匹配，造成了西部至東部的斷面潮流輸送過載問題。而交直流耦合特性與新能源大量接入導致斷面受阻問題愈發嚴重。調峰受阻方面，主要是指系統調峰容量有限。近年來的數據顯示西北電網晚高峰電力缺口在持續增大，日間調峰能力嚴重不足。以陜西為例，新能源調峰受阻時段主要在午間，2021 年陜西新能源調峰受阻約 150 萬千瓦，預計 2023-2025 年陜西新

27、能源最大調峰受阻|13|建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展容量將繼續增長，達到約 700 萬千瓦。而目前，西北地區總體調峰仍大量依靠火電機組，在電力部門低碳化的背景下，電力系統的調峰能力將亟需加強。2.2 西北地區電網的運行特點總體來看，西北電網具有以下幾個特點：一是省間聯系密切，區域統一運行。西北電網長期以來統一調度、統一運行，省際聯絡線輸送能力強，各省對區域協調運行意識較好。截至 2022 年 5 月，西北地區跨省交易電量達到 300 億千瓦時，且均為新能源電量，減排二氧化碳 4795.45 萬噸13。二是電力供大于求，外送特點突出。目前全網最大用電負荷僅為 1.1 億千瓦14，低

28、于新能源裝機的 1.43 億千瓦。西北電網共建成靈寶、德寶、銀東、青藏，特高壓天中、靈紹、祁韶、昭沂、吉泉、青豫、陜武 11 個直流外送通道。目前，西北電網是承運直流最多、電力外送身份最多的區域級電網，也是我國第一大電力資源輸出區域級電網，承擔著保障多回跨區直流安全輸送、多個新能源基地的安全送出、電力跨省交換和遠距離輸送的重要任務。三是用電結構單一，工業占比較高。全區第二產業用電量占比高，社會用電的重工業化特征突出，工業占比較低的陜西、新疆峰谷差大，工業占比高的寧夏、青海等高載能用電占比大，用電負荷平坦。四是資源與需求逆向分布。由于西北電網管轄地區幅員遼闊、各地區能源儲量、經濟發展不均衡，負荷

29、中心與發電中心的地理差異很大。西北電網的負荷中心主要集中在陜西關中地區、甘肅蘭州白銀地區、新疆烏北與寧夏北部地區；常規能源的發電中心呈現水電在西（青海甘肅）火電在東（陜西寧夏），發電資源全網分布不均。而隨著新能源、特高壓直流的大力建設，西北電網自身負荷中心與發電中心（新能源裝機主要分布在西部地區）呈現逆向分布特征、負荷與發電地理位置上的不匹配問題愈發突出。建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|14|2.3 西北區域促進新能源消納的手段隨著新能源的迅猛發展，西北地區電源結構、電網結構發生重大變化。新能源大規模集中并網增加了電網的調峰、調頻難度，局部地區系統調峰、供暖季電熱矛盾等問題突出，電

30、力輔助服務利益關系日趨復雜。為應對西北區域新能源消納的現狀，西北電網采取多種方式促進新能源消納。一是通過系統負備用提高本地消納能力。西北電力系統已嘗試將新能源納入系統平衡中，并且除新能源外系統常年處于負備用狀態15，即開機常規機組最大容量常年小于負荷最大值。通過精準合理安排全網備用情況，利用電力電量平衡手段為新能源預留發電空間。2021 年全年，西北電網平均負備用-885 萬千瓦，最低負備用達-2148 萬千瓦，西北電網負備用成為新能源消納實現新突破的決定性因素。二是通過跨省調峰增加區域互濟空間。從負荷特性分析來看，寧夏、甘肅、青海最高負荷出現在冬季，陜西最高負荷出現在夏季16，各省之間在季節

31、時間尺度上存在互補特性。西北電網各省資源互補、負荷特性的差異給實現跨省調峰提供了基礎。西北調峰市場的基本理念為在利用省間調峰資源互補的基礎上，調節調峰供求雙方經濟效益分配，給予調峰機組合理補償，從而實現西北電網新能源積極消納與調峰市場健康持續運行。三是進一步提高系統外送能力。截至 2021 年底，西北電網已有 11 條直流投運，跨區外送電量共 2877 億千瓦時，西北地區直流總最大外送容量達到 7000 萬千瓦。目前，西北電網既是直流落點和外送省份最多的區域級電網，也是我國的第一大送端和電力資源輸出區域級電網。2021 年西北全網可發電量 11813 億千瓦時17，而網內用電需求為 7982億

32、千瓦時18，有近三成的電量送至區外19。四是市場消納手段逐漸發展。西北地區通過市場手段，激活了輔助服務市場的交易規模，進一步促進了新能源的消納。市場自運行以來，平均每年提升西北電網新能源利用率達到 4.06%20。截至 2022 年 5 月 22 日，西北區域調峰輔助服務市場交易電量規模達300.05 億千瓦時，且均為新能源電量，約占全社會用電量的比重的 5%。|15|建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展2.4 高比例新能源接入下西北地區面臨的新挑戰近年來，隨著新能源占比的不斷提高，電力系統的不確定性大幅上升，進而導致其平衡和安全穩定問題更加突出，對新能源、儲能等并網設備的調節和支撐能力

33、提出了更高的要求。另一方面，電力市場結構與市場機制依舊不完善，以儲能、自備電廠等新型市場為主體參與的交易架構更加復雜，主要挑戰包括以下五點。一是系統同時面臨上平衡與下調峰問題。中長期角度來看，冬夏兩季新能源資源小、負荷大，且冬季火電需要大發以保證供熱，故冬夏兩季存在向上備用不足問題，導致電力供應緊張；日內角度來看，中午時分光伏出力大，超過低谷時段負荷增長與直流調峰之和，而系統向下備用不足，導致新能源棄電嚴重；晚高峰光伏小發時段出力不足，向上備用不足問題凸顯，需要依靠跨區互濟、調整直流出力等手段。同時，各省在不同季節、不同運行方式下也會存在其它備用配置問題。此外，西北電網水電占比較大，汛期水電基

34、本退出調峰，此時全網存在調峰困難的情況。二是新能源發電不確定性上升。到 2035 年，西北地區預測新能源裝機規模將比西北電網最大負荷高出約 4.4 億千瓦，即使考慮外送通道送電負荷，在新能源大發時刻，新能源出力仍要遠大于負荷需求。經統計，盡管在 90%-95%的情況下新能源出力波動在 10%以內，但當新能源規模達到千萬千瓦級乃至億千瓦級時，即使考慮區域間新能源具備自然互補的特征，其波動百分比雖減小，但波動絕對值增大，其發電出力波動將達到百萬千瓦至千萬千瓦，且出力波動速率快，往往在數分鐘乃至分鐘級內完成裝機容量 10%左右的出力波動，對系統安全穩定運行造成巨大挑戰。三是市場結果后與市場機制不完善

35、。西北地區近幾年交易機制尚不完善，交易模式基本采用無法精確分割的物理電量交易，中長期交易的安全校核機制有待完善與提高，導致合同執行與安全運行的矛盾突顯。合同的執行偏差損害發電企業利益，亟需完善和優化交易機制來對全局資源進行最優化配置，從而充分發揮電力市場的靈活性。四是交易主體架構復雜，互有包含。西北地區具有較多的市場主體，既有以新能源機組、火電機組為代表的傳統市場主體，又有諸如需求側響應、儲能、自備電網等新型主體參與電力市場，市場主體呈現多元化，為西北電力市場的建設帶來巨大挑戰。建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|16|五是外送交易發展較為緩慢。從西北在運的直流通道實際情況看，跨區輸電

36、通道的運營效率效益有待進一步提高。運行效率方面，受多種技術因素制約，2021 年，西北地區直流外送量為 2815 億千瓦時，而直流通道外送能力為 7071 萬千瓦，全年直流通道利用小時數（全年外送量/外送能力）僅約為 3981.05 小時。|17|建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展3西北地區高比例新能源的電力市場機制設計“雙碳”目標下，預計至 2030 年，西北新能源裝機將達到 3.5 億千瓦，相當于現有新能源機組的三倍，西北地區將面臨前所未有的消納壓力。電力市場的運行方式將成為解決新能源消納問題的關鍵。亟需根據西北地區的地域特點與新能源特征，因地制宜地對現有的電力市場機制進行升級與優

37、化，構造一套面向高比例新能源的電力市場機制。通過“現貨+輔助服務+容量”的系統性市場結構，形成以現貨市場為基礎，輔助服務市場為支撐，容量市場為保障的市場合力，通過市場化手段解決西北電網新能源消納難題。3.1 現貨市場機制設計3.1.1 現貨市場在促進新能源消納方面的作用現貨市場是電力市場體系的重要環節，對于電力市場的開放、競爭、有序運行起到了基礎性的支撐作用，也是協調市場交易與保障系統安全的關鍵所在。電力現貨市場是通過交易平臺在日前及更短時間內集中開展的日前、日內至實時調度之前電力交易活動的總稱，交易標的物包括電能量、輔助服務、發電權等?，F貨市場可以以集中出清的手段促進電量交易的充分競爭，實現

38、電力資源的高效、優化配置；并發揮新能源邊際成本低的優勢和靈活的特點，促進新能源消納?，F貨市場還能夠為市場成員提供修正其中長建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|18|期發電計劃的交易平臺，減少系統安全風險與交易的金融風險；為電力系統的阻塞管理和輔助服務提供調節手段與經濟信號?，F貨市場可以反映電能在時間尺度和空間尺度的稀缺性，以市場化手段推進需求側響應，有效引導電網投資。區域現貨市場有利于促進電量交易充分競爭，實現能源在更大空間內進行地域性互補與資源優化配置，促進新能源充分消納。3.1.2 西北地區現有現貨市場的建設情況西北區域具備一定的市場經驗與市場基礎。西北區域五省資源稟賦各異，互補性

39、較強，在跨區域電力交易、區域內跨省交易、區域內省間互濟交換、省內大用戶直接交易等電力交易方面一定的經驗。然而，西北區域電力市場仍處于初級發展階段，市場主體參與意識還有待提高，市場的支撐技術和制度尚不成熟，因此尚未開展現貨電力市場的相關交易。3.1.3 區域現貨市場兩階段建設路線考慮到西北地區現有的電力市場發展階段與發展基礎，直接建設全電量競爭的電力市場難以調動市場主體參與競爭的積極性，預期效果有限。為降低現貨市場機制尚不完善時出現的價格波動、電網安全運行和用戶用電安全的風險，在確保電力供需平衡和電網安全運行的基礎上，報告認為西北地區應當分兩階段穩定、有序、有效地開展現貨市場建設。|19|建設多

40、層次市場機制促進西北新能源高比例發展電網企業大用戶售電公司其他用戶合約市場第一階段：中長期物理合約第二階段：中長期差價合同資金流電能流傳統發電企業新能源發電企業現貨市場第一階段：部分電量競價第二階段：全電量集中競價日前、日內和實時市場分區電價輔助服務市場實行電能量與輔助服務聯合優化、同時出清第一階段：分散式市場，采取部分電量競價第二階段：集中式市場，采取全電量競價圖 6 西北現貨市場組織模式及階段路線圖第一階段：部分電量競價的分散式市場。在中長期交易市場中，以雙邊協商、掛牌、集中競價的形式開展交易，簽訂物理合約，偏差電量通過現貨市場的日前、日內和實時交易進行調節。初步開展分區電價機制，建立與現

41、貨市場相協調的中長期交易機制、調峰輔助服務市場機制，實現與全國統一電力市場的有效銜接。建立區域調度與交易機構的協調運作機制，完善監管和配套機制。第二階段：全電量競價的集中式市場。中長期以金融合同（差價合約）為基礎，現貨市場實現全電量競價；健全中長期交易、輔助服務等市場機制，逐步探索開展金融輸電權、電力期貨和衍生品等交易；完善輔助服務交易品種，開展有償調峰、有償調頻、黑啟動、有償無功補償等，適時開展容量市場建設。進一步完善分區電價機制和阻塞管理機制，推動形成完善市場監管配套機制。建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|20|表 1 兩階段市場的組織模式與參與方式第一階段第二階段市場模式分散式

42、集中式市場主體發電企業、電網企業、售電公司發電企業、電網企業、售電公司、符合條件的工商業大用戶現貨市場由日前、日內、實時市場組成部分電量競價全電量競價中長期交易市場物理合約金融合約開展金融輸電權、電力期貨和衍生品等交易輔助服務市場調峰輔助服務市場完善輔助服務交易品種，開展有償調峰、有償調頻、黑啟動、有償無功補償等輔助服務新能源交易機制參與現貨市場競爭，考慮配額制等激勵保障機制電價機制發電側分區電價，售電側統一電價出清方式電能量市場、輔助服務市場聯合優化、集中競價，邊際統一出清在機制設計方面，西北新能源裝機比重大，發用側市場主體類型多，通過在電能量市場優先調度新能源、新能源與火電機組發電權交易、

43、新能源與大用戶直接交易等方式，增加消納空間；開展調峰輔助服務，激勵火電機組靈活性改造，提高常規機組參與現貨市場的積極性。西北區域電能量現貨交易包括日前、日內和實時三個階段，以中長期分解計劃交易為邊界條件。日前市場形成日前交易計劃，新能源和傳統機組集中競價、邊際出清；日內市場滾動修正，優先新能源企業調整報價方案；實時市場保障實時電力平衡，根據電量偏差優先新能源上調出力、火電機組下調出力。此外，還要開展新能源與常規能源、自備電廠的發電權替代交易，以更清潔、低成本機組替代次清潔、高成本機組?；痣姍C組為出讓方，新能源機組為受讓方，雙方集中報價、撮合交易，按高低匹配進行市場出清。|21|建設多層次市場機

44、制促進西北新能源高比例發展3.1.4 市場監管機制及配套措施考慮西北地區發電側產業集中度較高，并且市場意識較差，對現貨市場的建設提出了挑戰，因此需要建立西北區域電力現貨市場監管機制，對市場主體、電網企業和市場運營機構進行監管。在組織體系方面，需要建立分級分層監管的組織體系，包括國家監管機構、區域監管機構、省級監管機構、省以下監管機構四個層次，明確各自職能，加強合作，避免職能重復和缺失。在監管機制方面，需要建立包括市場力管理機制、信用管理機制以及信息披露機制在內的完整市場化行為監管機制。通過市場力管理機制，監測不正當競爭行為，完善事前、事中、事后監管機制；通過信用管理機制，監督交易中心對各市場成

45、員進行信用評分評級；通過信息披露機制，對轄區內全部市場成員的信息披露情況進行監督，并對違規信息進行處理。此外，還需要開展常規監管，包括電能質量監管、調度交易監管、安全監管以及針對市場干預和應急處理的監管和協助工作。建立市場干預機制，評估干預效果，對市場穩定性做出評價；建立應急處理機制，協助交易中心對交易進行有序削減，按照優先用電原則保障相關用戶用電。3.1.5 小結與建議本節圍繞促進新能源消納的核心目標，對西北區域現貨市場和監管機制提出了“分段建設、有序發展、促進消納、規范監管”的總體思路。具體建議如下：h 從分散式市場逐步過渡到集中式市場的分段路徑；h 建立全國統一電力市場下的的西北電力現貨

46、市場，實現現貨市場與輔助服務市場的有效銜接；h 建設新能源參與的特色交易運營機制，在交易標的、市場構成、電價機制、出清機制方面促進新能源消納；h 建立完善的市場監管機制及配套機制。建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|22|3.2 輔助服務市場機制設計3.2.1 輔助服務市場在促進新能源消納方面的作用輔助服務是指為保證電力系統的安全穩定運行和電能質量，除了正常的電能生產、輸送、使用外，由發電企業、電網經營企業、電力用戶及第三方獨立主體提供的服務。通過建設和完善輔助服務市場，能夠激勵傳統機組綜合改造，協調傳統機組與新能源機組之間的利益分配，提升電網的調節能力，確保電力系統運行可靠性，并推動

47、電力市場體系的進一步完善。輔助服務包括自動發電控制（AGC）、有償調峰、備用、有償無功調節、黑啟動等多種服務品種。其中調峰輔助服務作為我國特有且主要需求的輔助服務品種，主要用以平抑新能源的波動性帶來的問題，挖掘傳統機組的下調空間，促進新能源消納21。3.2.2 西北地區輔助服務市場建設情況針對西北較為突出的新能源棄風棄光問題，西北區域電力輔助服務市場建設根據問題導向，以調峰輔助服務市場為起步。自 2017 年西北電網開展調峰市場建設起，目前西北已建成一個區域調峰市場及五個省內調峰市場（甘肅、青海、寧夏、新疆、陜西），輔助服務市場的體系初步形成。市場規模持續擴大，市場效益逐漸凸顯；截至2022年

48、5月22日，西北區域調峰輔助服務市場交易電量規模達 300.05 億千瓦時，且均為新能源電量，減排二氧化碳 4795.45 萬噸、二氧化硫 2.58 萬噸、氮氧化合物 2.36 萬噸。然而，目前仍存在新能源受阻主要集中在河西以西電網及午間大發階段，新能源受阻時空分布不均；市場主體利益協調不足，火電機組調峰能力有待進一步深挖；市場主體不豐富，市場份額有待進一步擴大；市場體系建設不完善，市場活力有待進一步激活等諸多亟待解決的問題21。3.2.3 輔助服務市場兩階段建設路線為與西北區域電力市場的發展形勢相適應，尤其是考慮到輔助服務市場與現貨電力市場極強的相關性，西北區域電力輔助服務市場在充分考慮現有

49、電力市場體系的情況下，應采取與現貨市場建設相適應的建設模式，在確保電力供需平衡和電網安全運行的基礎上，分兩階段開展輔助服務市場建設。|23|建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展中長期市場日前日內實時3-5年市場結構市場供需市場發展市場風險市場表現市場行為市場評價第一階段：分散式第二階段：集中式無功調節、黑啟動雙邊協商備用集中競價無功調節、黑啟動雙邊協商電能、調頻、備用聯合優化，形成實時調頻、備用價格西北區域電能量、調峰輔助服務聯合預出清省內電能量、調峰輔助服務聯合預出清更新報價與需求滾動平衡西北區域電能量、備用輔助服務聯合預出清省內電能量、備用輔助服務聯合預出清電能、調峰聯合優化，形成有

50、償調峰價格更新報價與需求滾動平衡以調峰輔助服務為核心釋放新能源消納空間促進調峰與現貨市場融合優化交易品種圖 7 西北區域電力輔助服務市場建設階段圖（1）初級階段：以調峰輔助服務為核心，釋放新能源消納空間西北電網正面臨著新能源消納形勢嚴峻，調峰資源需求迫切的困境，考慮到目前電力市場的發展仍不成熟，只有部分電量參與現貨市場，在市場初期應優先推進調峰輔助服務市場建設，激活火電靈活性改造的動力，促進區域內調峰資源的優化配置，實現新能源的“減棄增發”。調峰輔助服務市場與現貨市場同步開展，并與電能量聯合出清2223，調頻輔助服務根據后期需要可在日前機組組合確定后開展，備用、無功調節、黑啟動等輔助服務優先在

51、中長期市場開展。其中備用采用集中競價的方式招標，無功調節與黑啟動采取雙邊協商的方式獲取。由于在較長時間尺度上新能源預測精度較低，簽訂的中長期合同需要進一步細化合同內容，細化峰谷時段等不同情況的交易信息。為了與現貨市場更好銜接，調峰輔助服務市場采取單邊報價模式起步，調峰輔助服務提供方報量報價，調峰需求量則根據日前發電預計劃產生的棄風棄光結果確定。（2）成熟階段：促進調峰與現貨市場融合，優化交易品種調峰輔助服務本質上是對電能量的調節，在電力市場份額不斷擴大，現貨市場逐步成熟（現貨市場建設進入“全電量競價的集中市場”建設的第二階段），火電機組靈活性改建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|24|

52、造全面完成時，推動區域調峰輔助服務市場與區域現貨市場融合，調峰輔助服務逐漸退出，利用實時電能量價格引導機組參與深度調峰，實現電力電量的平衡。并將需求側資源逐步納入輔助服務市場，激勵用戶側優化負荷曲線。同時，隨著輔助服務市場的逐步成熟，對各類輔助服務資源性能差異實施分等級管理，根據參數細分調頻、備用等輔助服務，凸顯優質資源的稀缺性。在市場運行結束以后，定期開展輔助服務市場運行情況評價，從市場結構、市場供需、市場發展、市場風險、市場表現、市場行為六大板塊綜合考察市場運行。3.2.4 輔助服務市場評價體系判斷電力市場及輔助服務市場的運行效果及市場規則制定的有效性，需要一套科學、合理的定量和定性相結合

53、的市場評價體系。建立電力輔助服務市場評價體系，對輔助服務進行全方位多角度的綜合評價有利于其優化運行，有利于電網的安全、穩定和經濟運行，同時為建設堅強的智能電網提供支持，并能為節能減排和發展低碳經濟做出貢獻。首先，需要根據現階段市場建設情況和進一步建設目標確立評價主題。評價主題是希望市場能達到的目標。評價主題可以指導市場規則制定和檢驗評價市場運營效果進而改進規則來形成閉環，同時指導指標體系的建立。依據西北區域電力輔助服務市場的現階段建設情況，初步確立評價主題：西北區域電力輔助服務市場可顯著促進新能源的消納，提高新能源利用水平；與省級市場相比，在更大范圍內實現資源優化配置，以價格反映供需關系，形成

54、良好競爭性，有利于降低調峰成本，進一步降低新能源增發成本。其次，需要依據科學原則建立評價指標體系。選取指標，要保證全面性，涵蓋市場運營效果的各個方面24，由此一級指標設置為市場結構、市場供需、市場表現、市場行為、市場發展和市場風險六個方面；保證協調性和實用性，每個方面先借鑒國內外電力市場常用指標，并結合市場數據和評價主題設置相關指標，構建指標素材和框架，再依據現階段西北區域電力輔助服務市場的發展情況，設置特色指標以體現跨省資源配置、促進新能源消納、細化供需關系、促火電靈活改造等評價主題?，F階段指標體系如下圖。|25|建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展市場結構市場供需市場發展市場風險市場

55、表現市場行為市場集中度剩余供應率月平均供需比午段供需比關鍵月供需比容量持留比價格持留比申報缺席率資源配置率增發成本下降率Markup index申報量增長率交易量增長率凈度電調峰收益調峰深度增長率價格波動率電量偏差率新能源收益圖 8 西北區域調峰市場評價指標體系最后，依據指標體系特點和區域電力輔助服務市場這一評價對象特點確立綜合評價方法。指標體系具有多層次多方面的結構特點，選擇層次分析法以確定下層指標對于其隸屬的上層指標的權重，并將下層指標按權重綜合得到上層指標的相應值，由此層層遞進將指標綜合到頂層市場對象。對電力市場的評價指標體系涉及到部分具有模糊性或定性的指標25，選擇模糊綜合評價方法對指

56、標進行綜合并形成對市場的綜合評價。綜上，將層次分析法與模糊綜合評價相結合，構建多層次模糊綜合評價模型對市場進行綜合評價。3.2.5 小結與建議本節面向高比例新能源接入背景與新能源消納目標，立足西北區域電力工業運行特點，堅持一個區域一套規則、具體省份參數可略有差異的原則，構建一套交易品種齊全、交易機制完善、評價反饋及時的具有西北特色的區域電力輔助服務市場機制。具體建議如下：h 輔助服務市場應與電力市場發展相適應，分階段進行、遵循“先區域，后省內”的模式;h 明確用戶參與輔助服務市場的定位，同時合理分攤輔助服務費用，將輔助服務成建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|26|本由發電側有序傳導到

57、用戶側;h 構架全國統一電力市場下的西北區域輔助服務市場，實現區域與省級、輔助服務市場與電能量市場的良好銜接;h 完善輔助服務市場評價體系，全面合理反映市場運營效果 3.3 容量市場機制設計3.3.1 容量市場在促進新能源消納方面的作用容量市場旨在為中長期內保障電力市場資源充裕度。通過容量市場供需競爭，發現可靠性容量、靈活性容量的市場價值，找到電力市場運行的均衡點，合理引導發電容量投資，實現新能源、傳統火電與靈活調節資源協調發展。避免新能源機組的“搭車”現象，厘清新能源出力不確定性對電力系統運行造成的負面作用，理順傳統火電機組在保障電力系統供電可靠性的貢獻，并通過靈活性容量市場理順靈活性調節資

58、源的市場價值，保障其收益與價值匹配，化解靈活性資源建設自主性不足的難題。由于當前西北地區的新能源裝機容量已超過年最大負荷，因此新能源高效消納受制于系統靈活性的不足。由靈活性容量市場激勵傳統機組的靈活性改造以及靈活性資源的投資建設，可以起到提升西北區域新能源消納能力的作用。3.3.2 西北地區容量市場建設情況西北電網近年來風電、光伏等新能源快速發展，以 2021 年度數據為例，區域內新能源裝機已達 1.43 億千瓦，超過當年最大負荷 1.11 億千瓦。然而新能源發電出力的波動性導致電力系統急需可靠性及靈活性資源?？紤]到導致西北地區新能源消納困境的兩大因素分別為斷面受阻與調峰受阻，其中斷面受阻可以

59、通過可靠性容量市場合理規劃新能源的建設速度，調峰受阻可以通過靈活性容量市場提升系統靈活性，容量市場有望極大地緩解甚至解決西北地區的新能源消納難題。但目前西北地區暫未開啟容量市場的相關建設。|27|建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展3.3.3“可靠性+靈活性”雙軌運行制容量市場建設路線考慮到西北地區電力市場的現有建設基礎，應當分階段逐步完善具有西北特色的“可靠性+靈活性”雙軌運行制容量市場?？煽啃匀萘渴袌鰰\行可靠性高的火電機組提供適量的補貼，在面向“雙碳”的電力系統建設中，維持電力系統的安全穩定，使得系統平穩轉型26。同時，靈活性容量市場將激勵高靈活性的資源投資建設27，主要包括燃氣

60、機組、需求響應、儲能等。在容量市場建設的初級階段，應當對符合系統標準的高可靠性機組和高靈活性機組提供固定容量補貼，以初步建立容量市場制度，并激勵投資主體進行高可靠性機組和高靈活性機組的投資建設。同時，由于固定容量補貼機制實施簡單，因此適合在市場建設初期推行。在容量市場建設的成熟階段，針對電力系統電力供應的可靠性需求，設立可靠性容量市場，保障用電高峰時段的可靠發電容量充裕度；針對電力系統爬坡能力的靈活性需求，設立靈活性容量市場，保障高靈活性需求時段的可靠爬坡能力充裕度?？煽啃匀萘渴袌鲆约办`活性容量市場的市場機制如下：（1）可靠性容量市場：市場組織者根據未來 3-5 年西北區域年最大負荷的預測值、

61、年最小負荷預測值、各可靠性等級的負荷預測值、可靠性容量價格帽、系統最低可靠性要求構建可靠性需求曲線，曲線形狀如下圖中紅線所示。此外，市場組織者根據各機組運行參數，按照系統可靠性要求將各機組容量折算為等效帶負荷能力，按照機組性能核定上報容量。將報價由低到高累積，形成可靠性容量報價曲線，如圖中藍線所示28。建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|28|圖 9 可靠性需求曲線與可靠性容量報價曲線市場組織者在 3-5 年前組織容量市場統一拍賣，集中出清，以報價曲線與可靠性容量需求曲線的交點做為可靠性容量市場均衡點，并以此為可靠性容量市場邊際價格進行結算，同時核算各發電機組中標容量。（2）靈活性容量

62、市場靈活性容量市場與可靠性容量市場中的商品有所不同?？煽啃匀萘渴袌鲋械纳唐窞榘l電容量，而靈活性容量市場中的“容量”指的不是發電容量，而是發電資源的調節能力，即爬坡能力。因此，在進行市場主體靈活性容量核定時，將采用與可靠性容量核定不同的方法。在靈活性容量市場主體容量核定過程中，針對預測的典型系統爬坡情景，進行連續時段出清，并從上爬坡能力、下爬坡能力、調節速率等多個維度核定各機組市場中靈活性調節資源（包括燃氣機組、儲能、需求響應等）的靈活性調節能力占比29，進而確定靈活性容量市場中報價主體的靈活性容量。此種核定方法可綜合考慮靈活性調節資源的基本運行成本、調節成本以及機會成本損失，進而在靈活性容量市

63、場中進行補償，使市場機制滿足“激勵相容”原理30。|29|建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展圖 10 靈活性調節資源接受市場組織者調度時潛在的機會成本損失相比較于現今 5 年以上的傳統容量市場，由于系統的靈活性容量需求變化較快，建議靈活性容量市場以短周期開展，如以 1 年為評估周期，由市場組織者組織統一拍賣，集中出清。與可靠性容量市場的“保險”作用不同，靈活性容量市場更加強化其在收益補貼方面的作用，也即對靈活性調節資源的機會成本損失的補償作用。針對靈活性調節資源的機會成本損失，美國電力系統運營商 ISO New England(ISO-NE)在實時電力市場中采用考慮時間窗前后邊界的多時

64、段滾動出清技術，以求達到在實時電價中對靈活性調節資源的補貼。然而，西北電力市場尚處于建設初期，不適應這種復雜的實時電力市場出清方式。因此，采用靈活性容量市場完成補貼，即達到在不增加日前、實時電力市場出清計算壓力的情況下，以靈活性容量市場完成對靈活性調節資源的補貼，接近或達到多時段前瞻滾動出清所能達到的效果。3.3.4 小結與建議本節面向西北電網保供與消納的雙重壓力，提高系統可靠性與靈活性，充分指導電源規劃，推動電力系統平穩轉型，提出建立“可靠性+靈活性”雙軌運行制容量市場。具體建議如下：h 應同步建立可靠性容量市場與靈活性容量市場，保障系統容量充裕度與靈活性需求；h 容量市場應與現貨電力市場及

65、輔助服務市場發展相適應，分階段平穩過渡推進，建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|30|可采用固定容量補貼機制作為過渡方案;h 市場組織者應提前規劃并合理預計未來 3-5 年內的系統可靠性容量需求，保證可靠性容量市場的合理運行;h 應將系統中多類靈活性資源加入市場分析中，并從多維度核定機組的靈活性調節能力;|31|建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展4建設全方位、多層次的 電力市場為在高比例新能源接入的背景下實現深度新能源消納，除了傳統的市場機制設計以外，更需注重各市場之間的聯系，充分把握政策合力，建設“縱向貫通，橫向融合”的全方位、多層次電力市場。其中，“縱向貫通”指全國、區域與

66、省級各級市場之間應相互配合，做好銜接，既發揮好上層市場的統一調控作用，又體現出下層市場因地制宜的特點；“橫向融合”既指同級的各個市場之間要相互融合，挖掘電能不同價值，充分實現資源配置；又體現在由原先單一的源側市場主體向著“源荷儲充”等多種市場主體的融合，通過新興市場主體的參與挖掘系統隱藏的消納潛力。4.1 加快完善“全國-區域-省級”電力市場銜接方式西北作為一個外送區域，和其他區域進行聯合，涉及到全國范圍內的市場運行。自電改以來，形成了以?。▍^）層面為重點的具有階段性特征的電改政策體系。隨著市場結構的變化，擴大電力資源配置將成為西北電網發展的關鍵；同時，在新能源飛速發展、極端氣候沖擊的背景下，

67、追求更大的社會總福利與共同安全將成為西北電網的發展目標。要實現全國-區域-省級市場的銜接，不僅需要有完善的基礎市場設計，還要兼顧不同行政區域之間的體制機制、做好政策銜接，進而推進全國統一電力市場的設計3132。建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|32|在區域電力市場與省內電力市場的銜接方面，要立足西北實際、尊重發展規律，堅持區域電力市場和省區電力市場并重；重點開展跨省區的電力市場化交易，促進省際壁壘的打破，以實現區域內資源的優化配置。西北地區的區域電力市場要與各省級電力市場進行協調，省級電力市場進行省內中長期交易、申請省間中長期交易，并進行平衡調度，將省間交易結果作為省內交易的邊界條件

68、。通過省間互濟來保障本地區電力供應，并在滿足本區負荷需求的前提下，確保電力安全可靠送出33。在區域電力市場與其他區域電力市場的銜接方面，要加強西北電網與其他區域市場的相互耦合和有序銜接，研究探索適應跨省跨區大范圍市場運作的輸電價格機制，以市場價格為導向逐步擴大統一市場交易范圍。推動探索組建電力交易中心聯營體，努力建立并完善協同運行機制。特別是需要合理構建適應外送的市場規則，合理限制外送過程中受收端的市場力，形成送受端“共贏”的市場格局。同時，推動多元市場主體參與交易，加強西北與其他地區在經濟責任和價格形成機制等方面的動態銜接。在區域電力市場與全國電力市場的銜接方面，西北地區富余的電能資源通過全

69、國統一市場進行跨區交易或區對省的交易，在“統一市場、兩級運作”的基礎上，綜合考慮各省具備開展現貨電力市場的條件，并結合西北區域的源網結構與供需形勢，將西北省內和省間中長期與現貨交易以區域市場的形式進行集中優化。充分發揮西北資源互濟互補、長期統一調度的優勢，促進西北區域更多電量參加現貨交易，逐步打破電力流動的省間壁壘。要規范統一市場基本交易規則和技術標準，建立依法規范、權責分明的管理體系和運營機制，加強信息共享，進而做好西北電力市場與全國電力市場的銜接，確保電力運行過程安全可控。4.2 發展現貨電能量市場與輔助服務市場聯合出清考慮到電能量和調峰、調頻、備用等輔助服務存在耦合關系，為了充分還原輔助

70、服務的價值屬性，實現電力資源的全時段優化配置，應加快發展電能量與輔助服務市場聯合出清。目前，制約西北新能源大規模消納的重要因素之一為系統靈活性不足，煤電機組并未全面完成靈活性改造，負荷低谷時段壓出力能力有限，造成了不必要的棄風棄光，在現有|33|建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展獨立運行的調峰輔助服務市場下，煤電機組的成本得不到準確的反饋，靈活性改造的動力不足?？紤]到煤電機組在能源轉型初期仍需承擔“壓艙石”地位，火電機組的靈活性改造仍將作為現期提升新能源消納水平的主要方式。應以現階段較為緊缺的調峰資源入手，開展電能量與調峰輔助服務聯合出清，最大化挖掘系統的靈活調節能力。在不考慮新能源消

71、納指標的情況下，進行日前現貨電能量市場的預出清，在存在棄風棄光時，開展調峰輔助服務與電能量聯合出清，傳統機組以最小技術出力為深度調峰基準，申報兩段遞減的調峰報價和三段遞增的現貨電能量報價，結算時按照統一邊際電價形成調峰輔助服務價格，并根據電能量市場形成的節點邊際電價計算火電機組調峰部分的機會成本，實現輔助服務與電能量的有序銜接。虛擬電廠、獨立儲能為代表的新型主體申報自身能量參數參與市場，以預出清結果作為基準計算調峰量。后續隨著傳統火電機組靈活性改造基本完成及新型市場主體大規模參與后，調峰輔助服務與現貨電能量市場融合，調頻、備用輔助服務在現貨市場中與電能量聯合出清。4.3 豐富電力市場主體的多樣

72、性隨著“雙碳”目標下新能源裝機的快速增長，電力系統的架構將從以火電為核心的傳統架構逐步過渡為以新能源為核心、多種新型主體并存的新型結構。為適應高比例清潔能源并網運行的需求，需要豐富電力市場主體的多樣性，充分挖掘不同市場主體參與電力市場的方式機制，發揮電力市場在挖掘各類調節資源中的重要作用。在源側，要鼓勵以聚合商代理形式參與市場，促進分布式光伏有序發展。通過推動設立分布式能源代理商的新型市場角色，代理多個分布式發電資源參與市場交易，通過有效的市場手段提升光電的消納水平，推動其參與電力市場化交易，促進分布式光伏并網消納，完善市場組成，進一步提升市場效率。在荷側，要給予自備電廠需求響應主體地位，完善

73、需求響應市場規則。自備電廠作為大工業用戶下屬分廠，由用戶歸屬，作為需求響應資源主動參與調峰，發展綠色電力對燃煤自備電廠的替代，有利于鼓勵自備電廠積極參與主網調峰，達成主體收益與系統新能源消納的雙贏局面。針對系統中的其他傳統需求響應資源，要促進與發電企業同等的市場主建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|34|體參與到電力市場，納入到各類市場交易的主體范圍和交易規則中，通過合理的市場交易體系，促進資源的最優配置。在儲側，要大力發展儲能設施，促進儲能大規模接入電網。盡快明確儲能電站參與電力市場的獨立主體地位，以現貨電能量市場和調峰輔助服務市場作為試點，逐步擴展儲能電站在調頻輔助服務市場、容量市

74、場中的參與能力。同時，隨著儲能電站的獨立市場主體意識增強，可逐步降低儲能電站的市場準入門檻，促進各類型、各產權的儲能電站設施共同參與電力市場。從而促進儲能電站在電源側、電網側和用戶側的多場景應用，有序促進儲能與新能源協同發展，提升新能源消納利用水平。|35|建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展5研究發現與 政策建議5.1 研究發現（1）西北新能源裝機比例較大，系統同時面臨保供與消納壓力西北新能源裝機預計在 2022 年達到 1.8 億千瓦，裝機比例達到 47%，超過火電成為全國首個新能源裝機第一大電源的電力系統。在高比例新能源接入的背景下，系統同時面臨腰荷時段的消納與晚高峰的保供壓力?？?/p>

75、慮到系統保供的要求，系統運行的首要策略為保證高峰負荷需求，導致系統新能源消納能力不足，新能源消納同時面對斷面受阻與調峰受阻的挑戰。系統調峰能力遠小于實際需求，午間棄電比例逐年增加。（2）西北地區市場主體組成形式復雜，亟待通過市場手段厘清運行關系西北地區具有較多的市場主體，既有新能源機組、火電機組等傳統電力系統中的市場主體；又有諸如獨立儲能、需求側響應、整縣光伏等新興市場主體；還有自備電廠、電廠自備儲能等市場主體地位尚不明確的市場參與形式；市場主體構成呈現多元化、復雜化的趨勢，各類市場主體利益錯綜交織，“搭便車”現象明顯，為電力市場的有序健康發展帶來巨大挑戰。建設多層次市場機制促進西北新能源高比

76、例發展|36|（3）“大送端”電網特性日益凸顯，外送對消納的影響越發重要截至 2021 年底，西北電網已投運 11 條直流線路，直流總外送容量達到 7000 萬千瓦，最大外送功率近 4000 萬千瓦，跨區外送電量相當于全網用電需求的 37%，西北電網作為大送端的特性日益凸顯并在全國電力資源配置中起到越發重要的作用。直流外送成為擴大電量平衡范圍，促進新能源深度消納的主要手段，外送交易的發展對西北地區的新能源消納起到了越發關鍵的作用。5.2 政策建議（1）建議分階段完善西北電力市場架構以促進新能源消納和資源優化配置為核心，建立全時間尺度、全市場形式的市場機制。拓展現有的以電能量市場為主，輔助服務市

77、場為輔的單一市場模式。首先針對電力市場基礎與核心的現貨電能量市場，提出采用兩階段的市場發展路線；其次針對與現貨市場具有極強相關性的輔助服務市場，提出了以現貨市場發展為基點與參照的兩階段發展路徑；最后通過容量市場政策提供現貨與輔助服務市場的市場資源保障。從而充分形成市場合力，形成面向新型電力系統的電力市場機制。通過市場之間的配合充分發揮新能源消納能力，形成競爭充分、開放有序、高效運行、健康發展的市場體系，更好地反映電力商品的物理屬性和時間、空間價值，促進資源優化配置，最大程度提升西北地區新能源消納水平。（2）建議完善新型主體參與電力市場的方式機制豐富以新能源為核心的多種市場主體參與電力市場的方式

78、機制，充分推進新興市場主體參與電力市場，提升電力系統的靈活調節能力。通過電源側、電網側、需求側、儲能側等方面來推動電力系統的靈活調節能力提升，適應大規模新能源并網后的要求。推動源網荷儲的互動融合，提升系統運行效率，充分發揮源荷儲側的消納能力與調節能力，推廣多方共贏的需求響應與可再生能源電力消納協同模式，促進新能源就地消納、應消盡消。應通過市場規則明確獨立儲能、需求響應、分布式光伏等新興主體的進入市場方式與獨立市|37|建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展場主體地位，通過價格機制合理有效疏導消納成本，促進新型市場主體充分發展；并不斷提高系統調度與控制水平以面對大范圍新興主體接入導致的小范圍

79、雙向潮流問題。（3）建議完善新能源外送機制，促進新能源在更大范圍內消納構建以電網安全為基礎，以新能源發展為原則，以電能供需為導向，以互補互濟為手段，實現配套電源和富余電能相輔相成的西北外送交易體系。通過送受端簽訂相應合約等方式，建立與受端火電利用小時、上網電價相當的長期交易機制。富余電能外送環節，以新能源消納為重點，充分利用省間輸電通道，推進清潔替代，開展靈活調節交易。在滿足系統安全穩定的前提下，逐步增加傳輸通道的新能源占比，逐步挖掘火電配套電源參與系統調峰的能力，通過各省多送端合作互補互濟有效平抑配套新能源的隨機性和波動性。（4）建議充分參與全國統一電力市場建設，進一步打破消納壁壘充分發揮全

80、國統一電力市場在統一規劃、統一調度、統一管理方面的優勢，完善區域市場與全國、省級市場的銜接機制?？梢赃m時向中央提出建議，盡快出臺全國統一電力市場建設細則，利用全國統一電力市場，打破“省為實體”的消納壁壘，擴大電量平衡范圍。利用各大區負荷曲線與能源稟賦的差異性，進一步擴大各大區之間的互濟能力，提升直流外送通道的堅強性，有效實現外送通道傳輸功率的動態變化與實時翻轉。充分促進西北地區富裕新能源資源在區域間或全國范圍內實現優化配置，實現新能源的進一步消納。建設多層次市場機制促進西北新能源高比例發展|38|參考文獻1 中國能源報.西北電網新能源最大出力突破6000萬千瓦EB/OL(2022-03-07)

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