典型“三高”电力市场西北地区的运营实践思考

西北地区电力市场的基本特征

西北地区属于典型的小内需和大送端。从西北五省（区）内用电力需求来看，用电量和电力负荷较我国电力负荷中心的“三华”地区均存在较大差距。2019年，西北电网最大统调用电负荷9309万千瓦，而华东电网最大负荷29791万千瓦，华北电网最大负荷24344万千瓦，华中电网最大负荷则为15556万千瓦。2019年，西北全社会用电量7639亿千瓦时，仅占全国的10.57%。西北五省（区）电力公司售电量4724亿千瓦时，仅占国网经营区域的10.60%。西北区域内省间交易272亿千瓦时，仅占五省（区）售电市场规模的5.75%。西北五省（区）主要通过直流输电系统实现跨区域外送，截至2019年底，已投运9条直流设计输送容量5471万千瓦，2019年直流最大输送电力3268万千瓦。2020年，特高压青豫直流也已经投运，直流输送容量达到6271万千瓦，西北电网成为我国第一大送端和电力资源输出地区。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理” ID:zgdlqygl 作者：刘瑞丰等）

西北地区具有典型的“三高”电力市场特征。

清洁能源高占比方面，2019年底，西北电网清洁能源装机占总装机的47.63%，其中，新能源装机占总装机的35.67%。2019年，西北全网新能源最大出力4535.8万千瓦，占总发电出力9309万千瓦的48.72%，占当日全网最大用电负荷的52.61%。2019年，新能源日最大发电量7.31亿千瓦时，占当日用电量的37.88%。高载能用户高占比方面，西北地区全社会用电的78.63%为工业用电，51.22%为四大高耗能。高耗能具有低电价承受能力和用电负荷平稳的特点，也具有较好的需求响应能力和源网荷互动条件。市场高集中度方面，以省域为一个市场范围，发电侧、用电侧均存在比较严重的市场集中度。发电侧方面，西北地区煤电资源整合已经取得实质性进展，发电集团市场集中度显著提升。用电侧方面，售电量排名前20位的用户占全省售电量的比重也很大，甘肃前20位用电大户的占比为34.86%，青海为62.45%，宁夏则为35.69%。

西北地区电力系统“两个失衡”问题日益突出。

首先是西北电力系统发用比（供需比）严重失衡，发电装机容量，或者等效装机容量远大于用电负荷。在以省域做为平衡单元或者市场范围的情境下，发用比失衡的情况更为突出。在系统运行环中，新能源随机性波动性所引致的高流动性、充裕性与稀缺性并存的市场特性也更加明显。其次是系统调节容量供需严重失衡，由于新能源高比例，对于电力系统的灵活性，以及灵活调节容量的需求大大增加。目前，西北地区系统调节需求远大于调峰能力，在冬季供热期，由于供热机组调节能力大幅下降，系统调节容量供需失衡更加突出。

在省间市场、省内市场的市场结构下，西北区域省间交易以省与省间互济为主，主要功能一是支撑跨区直流稳定可靠输送，确保直流交易计划刚性执行，二是实现省与省之间市场空间充分共享和非能量类资源有序流动，为高比例新能源提供充足的调节空间。在目前省间市场未向电力用户充分开放的市场环境下，区域内省间交易以“网对网”和市场化交易为主，以新能源与火电之间合同转让为主要特征，呈现出短期化、多日化和连续开市的市场建设要求。当前，西北区域内省间市场具有以下特点。

区域内省间市场规模总体偏小。从区域内省间交易规模来看，2019年，由于缺乏区域内跨省的优先发电计划，西北电网区域内省间送电交易规模272亿千瓦时，高于华中区域（212亿千瓦时）、西南区域（211亿千瓦时），低于华北（1840亿千瓦时）、华东（1493亿千瓦时）和东北区域（791亿千瓦时）。另外，由于目前省间交易电量清算周期较长（月度），考虑到市场成熟度和市场主体接受程度，清算周期内还存在一定规模的互抵电量。这部分市场空间是省与省之间调节资源共享所产生的。随着省间清算周期的缩短，省间交易将大幅增长，并将影响五省（区）发用电计划平衡体系。

分省功率平衡和电力平衡能力总体较弱。从传统的电量平衡的角度来看，五省（区）可发电量均能保证自我平衡和承担相应的外送任务。但是，随着电源结构、调峰结构、系统特征和运行特性的变化，五省（区）新能源西北地区电力系统“两个失衡”问题日益高占比、直流大送端的系统特征、省域功率平衡和电力平衡能力持续走弱的市场特征日益趋同。在短期、超短期电力平衡和功率平衡环节，五省（区）之间相互依赖性增加。为了提升新能利用率和支撑直流计划的物理执行，客观上要求发挥交流大电网互联互通的优势，实现全网电力资源（能量、备用、火电开停机）统一优化，市场空间充分共享，调节资源高效利用。

西北地区省间市场建设的实践和成效

新一轮电力市场化改革深入推进以来，在经济社会发展水平较为滞后的西北地区，通过加快完善电力市场机制，已初步形成在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同、可再生能源消纳权重等交易品种的全市场体系结构。

一是交易品种全面覆盖。实现省间中长期外送交易（省级电网公司为购电主体）、省间电力直接交易（以电力用户为购电主体，含售电公司代理）、发电合同转让交易（含政府授权合同的发电权交易，市场化发电合约，自备电厂发电计划），以及富余可再生能源跨区现货、区域内跨省调峰辅助服务市场、电量库（主控区置换等）等全面覆盖。

二是市场成员全覆盖。火电、风电、光伏、水电等售电主体，以及电力用户（含售电公司代理）、省级电网公司、抽蓄电站等购电主体全面参与，实现市场成员全覆盖。各省内电力市场开放度和活跃度显著提升。符合准入条件的电力用户、发电企业等市场主体逐步被赋予了购（售）电选择权，市场主体的活力逐步释放。

三是交易周期全覆盖。从多年交易、年度交易、月度交易（含年度以内多月交易）、月内短期交易（含月内多日，D-4），交易周期逐步缩短。在新版《电力中长期交易基本规则》中，按照交易标的物执行周期(交割周期)不同，月内（多日）电量交易，即以月内剩余天数的电量，或者特定天数的电量作为交易标的物开展的电能量交易。西北区域内省间市场连续开市、滚动安排，有利于实现常规电源与新能源发电计划在更大范围、更短周期的市场化调整。

目前，西北地区省间、省内中长期市场已较为完善并常态化运行，市场建设的稳步推进，有力地促进了外送交易规模扩大、新能源利用率提升、市场和改革红利的有效释放。

一是电力交易规模逐年扩大。西北电网跨区跨省交易规模由2015年的850亿千瓦时，增加到2019年的2169亿千瓦时。其中，跨区交易规模由2015年的739亿千瓦时，增加到2019年的1897亿千瓦时；跨省交易由2015年的111亿千瓦时，增加到2019年的272亿千瓦时。分省（区）来看，甘肃省间外送由2015年的135亿千瓦时，增加到2019年的420亿千瓦时；宁夏省间外送由2015年的282亿千瓦时，增加到2019年的666亿千瓦时；新疆省间外送由2015年的287亿千瓦时，增加到2019年的713亿千瓦时。

二是清洁能源利用水平持续提升。针对“三弃”问题，积极开展清洁能源省间交易、替代交易、发电权交易等市场化交易，推进建设省内与省间辅助服务调峰市场，满足市场主体多样化的交易需求，通过拓展清洁能源消纳市场促进了“减弃增发”，连续两年实现了风电、太阳能消纳量和利用率双增长的目标。西北地区新能源利用率由2016年的71%，提升到2019年的92.3%，新能源弃电量由2016年的333亿千瓦时，下降到2019年的127亿千瓦时，新能源发电量由2016年的809亿千瓦时，增加到2019年的1532亿千瓦时。同时，西北地区连续三年成功应对黄河流域来水偏丰局面，通过全周期、全范围、全品种等市场化交易措施解决青海富余水电消纳问题，青海清洁能源外送由2015年的13.46亿千瓦时，增加到2019年的204亿千瓦时。

三是交易品种和市场机制有效完善。从市场成效看，西北地区资源配置逐步由以计划为主向市场为主转变，38.3%的售电量不再通过计划方式安排，由市场主体通过双边协商和集中竞争等方式自主决定量价，其中煤炭、钢铁、建材、有色四大行业放开程度已达42.79%。创新推进并实现中长期交易品种全覆盖，常态化开展富余可再生能源跨区现货、区域内跨省调峰辅助服务市场、电量库（主控区置换等）等全范围覆盖。研究构建适应新能源高占比、直流大送端市场特征的完整电力市场体系，研究灵活调节容量市场建设，开展现货市场环境下容量市场建设必要性和方案研究。

西北地区电力市场面临的形势和存在的问题

电力市场是关于利益协调机制的制度设计的总和，本身是一个复杂的体系。市场设计包括交易产品设计、交易组织方式、市场定价及市场监管等不同方面。很多国家或地区在竞争性电力市场设计上不完全相同。电力市场设计不是纯粹的技术问题，没有统一的、标准的答案，最优方法与预期目标、市场结构等有很大关系。电力市场需要顶层设计，也要充分考虑地区差异、区域差异，关键是市场中的不同环节要相互协调、一致，应考虑系统的博弈性、动态性。

当前，西北地区电力市场建设也面临一些问题。

一是市场建设统筹协调不够充分。西北地区省域中长期电力市场已经建立，需要逐步规范运作，推进市场更加成熟、机制更加健全。但是，由于新能源高占比和区域统筹所带来的省间市场与省内市场衔接问题也比较突出。各省在交易组织、交易结算等方面设计思路、市场模式、交易品种差异较大，大部分缺少对中长期、现货、辅助服务、容量等不同市场形态的统筹规划。最为突出的是，在西北地区，以省域为市场范围开展现货市场设计，价格机制上节点边际电价、分区边际电价、系统边际电价等并存，为后期市场融合增加了成本，也可能对新能源利用水平提升带来潜在风险。

二是计划与市场“双轨制”不平衡问题始终存在。一方面，发用电计划放开比例不匹配，计划电量与市场电量并存且缺乏有效的衔接机制。计划电量的分配、执行方式，扭曲了市场价格信号，直接影响市场电量在交易、结算及偏差考核等环节的规则设计。另一方面，部分省份政府将市场简单等同于“降电价”，政府干预市场如划定交易规模、指定电价、开展专场交易的情况较为普遍。同时，省间中长期交易主要以网对网方式开展，但是售电公司、电力用户参与省间市场意愿强烈，目前仅存在少量售电公司或电力用户的省间直接交易。受限于局部利益，部分地区在省间电力直接交易中设置限制门槛，也在一定程度上阻碍了市场融合。最后，新能源全网统一调度带来的功率平衡和电力平衡问题突出，传统的电量平衡方式已不能满足电力市场建设要求。同时，一些地方政府过多介入、甚至直接干预电力系统运行。

三是市场开放性、包容性不足。当前电力市场设计仍以传统能源、电力用户为主，缺少灵活的交易和价格机制。在发电侧，未能充分考虑不同电源的特点，供热机组、电压支撑机组等必开机组参与市场的方式有待进一步探索，新能源保障性收购政策与市场存在一定矛盾，市场促进新能源消纳的作用发挥不充分，适应新能源随机消纳特性的替代、补偿机制有待进一步完善。在需求侧，用电负荷的灵活性未能得到充分激发和释放，峰谷差日渐增大，系统运行的风险和成本更大。同时，分布式能源、增量配网、微网、储能、电动汽车等新兴市场主体快速增长，如何将这些资源与电力市场进行整合缺乏相关政策机制。

四是电力市场建设多目标冲突较为突出。传统电力系统中，电源主要以出力可控的火电机组、水电机组为主，这些电源都具有较强的负荷跟踪能力和调节性能。随着大规模风、光可再生能源发电和分布式电源的不断发展，电源结构中调节能力不足、出力具有较强不确定性的电源占比明显增加；同时伴随第三产业和居民用电比重（电采暖和新能源汽车充电设施）的提升，负荷特性不断恶化，系统峰谷差持续拉大，负荷率不断下降，也极大增加了电力系统的不确定性。电源、负荷持续增加的不确定性，需要充足的系统调节灵活性，这成为现代电力系统的主要挑战。

虽然新能源发电成本将降低并逐步实现平价，但为了接纳更大规模的新能源装机，电网侧、需求侧、常规电源侧等灵活性资源供给的投资将增加，带来全系统、全社会成本显著上升，需要向消费侧疏导，这与国家降低电价、助力一般工商业发展的目标存在冲突。

当前，西北地区省间电力市场建设和电力交易运营面临若干复杂形势。

一是利益协调更加复杂。新一轮电力市场化改革深入推进，电力市场领域进入深水区、无人区，加之西北地区试点中央企业煤电资源整合，计划与市场、政府与市场、常规电源与新能源各种利益关系和复杂矛盾有所显现，利益格局和利益协调形势更加复杂。技术方面，直流交易计划刚性、省间联络线计划刚性与新能源资源的高流动性之间的矛盾，市场成员的传统电量交易思维方式与现货市场电力交易之间的矛盾，以及与弱平衡的省域市场范围与新能源大范围功率平衡之间的矛盾等将越来越突出。

二是统一电力市场格局加速形成。国家电网已形成大系统、大电网、大市场的统一资源配置格局，西北地区在全国统一电力市场中的作用日益重要。随着国家能源清洁转型的加快推进，新能源占比也将进一步提升。电网结构和市场格局的变化，对跨区交易的整体性、系统性、全局性，以及跨区市场、跨省市场的协同性、耦合性提出更高要求。跨区省间市场以落实国家计划、政府间协议为主，更多体现政策性、合同性要求，而区域内省间兼顾资源配置和电力平衡，跨区省间交易与跨省交易在输电通道、电力电量等强耦合和灵活调度运行，才能更好支撑跨区省间合同刚性执行。

三是构建完整电力市场体系日益迫切。中国电力改革与市场化建设逐步进入深水区，面临着多方面目标难以协调、不同阶段的改革目标不一致、电力市场设计缺乏整体性与系统性等问题。随着“四个革命、一个合作”能源安全新战略的实施，西北地区外送容量高占比、新能源高占比的电力系统特征，以及新能源随机性波动性的运行特性所引致的高流动性、充裕性与稀缺性并存的市场特性也十分突出。在西北地区，以省间市场与省域市场两级运作起步的统一市场建设路径，需要通过完整的电力市场体系实现两级强耦合运作。

四是区域经济协同发展战略加快落实。党的十八大以来，党中央提出了京津冀协同发展、长江经济带发展、共建“一带一路”、粤港澳大湾区建设、长三角一体化发展等新的区域发展战略，并提出黄河流域生态保护和高质量发展问题。“西部大开发”“黄河流域生态保护和高质量发展”等区域协调发展战略，对电力资源优化配置的体制和机制提出更高要求。统筹协调五省（区）电力资源优势转化，以市场主体多元、市场范围扩大、市场衔接和融合等促进形成与区域经济一体化要求相适应，具有统一开放、竞争有序特征的电力市场，才能更好支撑国家能源转型，有力支撑全国统一电力市场建设。

推进西北地区省间电力市场建设的思考

一是做好现行市场架构下省间市场与省内市场的衔接。市场范围不断扩大，充分发挥地区间能源资源与负荷差异互补优势，提高新能源消纳水平。为更好地促进新能源发展、增加能源供应多样性、保障能源安全，世界很多国家跨区跨国大范围资源配置需求更加突出，电力市场交易范围持续扩大。欧盟已陆续实现多国、多区域市场的联合交易，基于统一市场核心规则、实现联合出清的市场机制正在逐步建立。

我国能源资源与负荷中心分布不均衡的禀赋决定了电力资源需要在大范围进行优化，建设统一电力市场、支撑省间电力交易已成为大势所趋。目前各省分别进行市场设计，为便于各省市场融合开放、促进大范围资源优化配置，省域电力市场需要因地制宜、科学合理选择电力市场模式，确保市场模式有良好的开放性、兼容性和可扩展性。同时，充分考虑市场要素在全国范围内优化配置的需要，省域市场规则设计应注重规范省间交易与省内交易的市场耦合、时序衔接、接口标准等，做好省间省内市场的衔接协调。

在省间市场（跨区省间、区域内省间）、省内市场等分层运作的市场架构下，客观上存在市场割裂的可能性，增加了电力市场与系统运行统筹的难度。因此，需要着力加强市场之间的强耦合。首先是跨区省间与区域内省间交易的强耦合。跨区省间市场与区域内省间市场交易组织的触发机理、需求机理既有共通性，也存在差异性，需要通过跨区省间与区域内省间交易的强耦合，包括通道耦合、电力曲线耦合，也包括时间耦合、空间耦合。在水电等清洁能源连续生产并消纳的形势下，跨区与跨省强耦合，还将有利于促进清洁能源消纳。二是省网与省网之间在时间上、空间上的强耦合，实现各类调节资料的共享，提升新能源消纳水平。

二是促进区域电网内电力资源的大循环和互动共享。电网是输送电力的载体，也是实现电力系统灵活性的关键。坚强灵活的网架结构与安全灵活的调度运行体系能够保障电力供给的安全性和可靠性，增强电力系统融合可再生能源发电的能力，保证电力资源的高效配置。西北各省域电网依靠联络线实现电力电量交换。电网互联互济可以利用各地区用电的非同时性进行负荷调整，减少备用容量和装机容量；各地区之间通过互供电力、互通有无、互为备用，还能有效减少事故备用容量，增强系统抵御事故的能力，提高电网安全水平和供电可靠性；另外互联互济还有助于系统承受较大的负荷冲击和电源波动，吸纳更多风光波动性电源。

大电网、大系统更好实现市场空间共享、调节类资源共用。突破省域市场范围，各省也可以实现以更大程度、更高水平开放，实现更大的资源利用和价值提升。一是适当规模的市场空间共享。五个省域电网均可向西北全网共享本省用电量10%-15%的市场空间，用于实现新能源在全网范围内的电力调节空间。二是调节和服务资源的价值共享。依靠跨省区的辅助服务市场建设，以价值最大化为目标，扩大市场主体，逐步突破调度管理关系的限制，实现调频、备用、灵活调节服务等资源共享。三是实现电能量商品和要素、能量和服务等大循环。灵活的市场运作机制、透明开放的市场环境、高效率的市场运营体系，将有利于各类电力资源在省域范围内、区域范围内实现大循环。

三是增加新能源高占比电力系统的灵活性资源供给。电力系统灵活性是为在满足一定经济性和可靠性前提下，系统应对不确定性的能力。这种灵活能力可分为“上调节”和“下调节”，“上调节”即向系统提供额外的功率，发电机组增加出力或削减负荷均能够起到相同的作用；“下调节”即削减系统中多余的功率，发电机组削减出力或增加负荷也均能起到相同的作用。

电力系统的灵活性资源分布于发电侧、电网侧和用户侧，随着技术的快速发展，储能也成为电力系统不容忽视的灵活性来源。随着碳中和所带来的清洁能源持续发展，新能源汽车充电设施的网络化建设，新能源高占比电力系统的安全性、可靠性和经济性将受到前所未有的挑战和冲击。灵活性伴随当前电力系统不确定性的大幅提高，西北地区灵活调节资源供需失衡的问题将日益突出。在发电侧、电网侧和用户侧增加灵活调节资源供给，不仅需要首先实现能源技术革命，还需要解决投资激励、成本疏导等政策问题。

完善需求侧资源参与市场交易的机制，为市场和系统运行提供更多灵活的调节手段。随着新能源的大规模发展，鼓励需求侧参与市场已是大势所趋，充分利用需求侧资源是应对波动性电源、调节供需的重要手段之一。同时，分布式电源和储能技术的发展为需求侧资源参与市场提供了必要的技术支撑。在西北地区，迎峰度冬期间电采暖负荷持续增加，风电、光伏等新能源和水电等枯水期资源匮乏，冬季晚高峰时段的电力供需偏紧风险持续加大，迫切需要建立需求侧资源参与市场交易的机制。

四是研究容量市场机制设计，保证高比例新能源下的电力系统可靠性和市场充裕性。随着新能源的高比例接入，常规燃煤和燃气发电机组利用率下降导致收益减少。与此同时，由于新能源出力波动性、间歇性影响，未来电力系统中仍然需要常规能源机组承担调峰等灵活调节责任。电力市场需要通过合理的容量机制设计，支撑新建常规发电容量所需的投资，确保系统的可靠性和充裕度。

为保障新能源的大规模消纳，国外通过容量市场、稀缺电价机制、补贴机制等为常规电源建立合理的投资保障机制。首先是能量市场的稀缺电价机制。由于新能源的大量接入，造成批发电能量市场价格降低，常规机组的收益受到影响。因此，美国ERCOT在实时市场中实行了稀缺定价机制，对常规机组进行经济激励。其次是容量市场设计。为适应新能源发电占比的不断提高，通过容量市场收益弥补单独电能市场收益对投资刺激的不足，以此调动各类型电源，尤其是灵活性较高的电源投资的积极性，为具有间歇特性的新能源提供充足的备用容量，保障电力系统长期的安全可靠运行。

将具有调节能力的需求响应纳入容量市场或者备用市场。允许需求响应以负荷聚集商等形式整合需求响应资源后，根据响应特性，自主选择参与多年、年度、月度的单边容量市场竞价交易，成功竞价出清的需求响应资源可作为电网的备用资源，在电网运行需要时根据调度运行指令启用以保证电力系统的安全稳定运行。

在容量市场设计的过程中，实现电力市场整体价格保持稳定需要做好系统测算和整体设计。能量市场实现市场化运作，价格水平取决于电力供需状态。因此，容量市场运作和容量补偿的价格水平及其合理性，将对终端消费者的价格水平带来巨大的不确定性。容量市场研究推进的目标路径、时间安排等也是市场设计者需要统筹的系统性难题。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年11期，作者刘瑞丰、贺元康、祁小芳供职于国家电网公司西北分部，程帆供职于大唐陕西彬长发电有限责任公司