建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展-中国能源研究会&西安交大.pdf-solarbe文库

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2021年 10月专题报告建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展中国电力圆桌项目课题组 2022年 8月中国电力圆桌项目中国电力可持续发展圆桌简称电力圆桌项目于 2015 年 9 月启动，旨在紧扣应对气候变化、调整能源结构的国家战略，邀请业内专家和各利益方参与，共同探讨中国电力部门低碳转型的路径和策略。通过建立一个广泛听取各方意见的平台机制，电力圆桌将各方关心的、有争议的、目前决策困难的关键问题提交到平台讨论，选出核心问题委托智库开展高质量研究，并将研究成果和政策建议提交到平台征求意见，从而支持相关政策的制定和落地，推动中国电力行业的改革和可持续发展，提高电力行业节能减排、应对气候变化的能力。项目课题组中国能源研究会于 1981 年 1 月成立，是由从事能源科学技术的相关企事业单位、社会团体和科技工作者自愿结成的全国性、学术性、非营利性社会组织。接受业务主管单位中国科学技术协会、社团登记管理机关民政部的业务指导和监督管理。中国能源研究会坚持“研究、咨询、交流、服务”的宗旨，团结能源领域的科技工作者，发挥能源科技高端智库的作用，服务能源科技进步和体制机制创新，积极开展能源领域的决策咨询服务和重大政策与课题研究，以及能源科技评估、团体标准制定、科学普及等工作，推动国内外的学术交流与合作，成为国家能源管理部门与企业联系的桥梁和纽带，是中国能源领域最具影响力的学术团体之一。中国能源研究会是国家能源局首批 16 家研究咨询基地之一，为政府决策、部署能源工作发挥了积极作用。西安交通大学是“七五”“八五”重点建设单位，首批进入国家“211”和“985”工程建设学校。2017 年入选国家“双一流”建设名单 A 类建设高校，8 个学科入选一流建设学科。西安交通大学电气工程学科是国家一级重点学科，电力系统及其自动化学科是国家级二级重点学科。参与团队长期从事电力系统规划与可靠性，电力市场等相关研究，在新能源电力系统建模、可靠性评估、用户灵活互动用电、需求侧响应及电力市场等方面具有良好的研究基础。自然资源保护协会（NRDC）是一家国际公益环保组织，成立于 1970 年。NRDC 拥有 700 多名员工，以科学、法律、政策方面的专家为主力。NRDC 自上个世纪九十年代起在中国开展环保工作，中国项目现有成员40多名。NRDC 主要通过开展政策研究，介绍和展示最佳实践，以及提供专业支持等方式，促进中国的绿色发展、循环发展和低碳发展。NRDC 在北京市公安局注册并设立北京代表处，业务主管部门为国家林业和草原局。更多信息，请访问 www.nrdc.cn。建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展 Market Mechanisms for Expediting Renewable Energy Development in Northwest China 课题负责人中国能源研究会黄少中报告撰写人西安交通大学李更丰谢海鹏王昀王子桐 2022 年 8 月 | i | 建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展目录执行摘要 �� 3 1� 西北地区新能源发展的情况 �� 7 1�1 西北地区新能源发展现状 ��7 1�2 双碳目标下西北地区新能源发展前景 ��9 2� 西北地区新能源消纳的实践 �� 11 2�1 西北地区新能源消纳的现状 ��11 2�2 西北地区电网的运行特点 ��13 2�3 西北区域促进新能源消纳的手段 ��14 2�4 高比例新能源接入下西北地区面临的新挑战 ��15 3� 西北地区高比例新能源的电力市场机制设计 �� 17 3�1 现货市场机制设计 ��17 3.1.1 现货市场在促进新能源消纳方面的作用 17 3.1.2 西北地区现有现货市场的建设情况 18 3.1.3 区域现货市场两阶段建设路线 18 3.1.4 市场监管机制及配套措施 21 3.1.5 小结与建议 21 3�2 辅助服务市场机制设计 ��22 建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展 | ii | 3.2.1 辅助服务市场在促进新能源消纳方面的作用 22 3.2.2 西北地区辅助服务市场建设情况 22 3.2.3 辅助服务市场两阶段建设路线 22 3.2.4 辅助服务市场评价体系 24 3.2.5 小结与建议 25 3�3 容量市场机制设计 ��26 3.3.1 容量市场在促进新能源消纳方面的作用 26 3.3.2 西北地区容量市场建设情况 26 3.3.3 “可靠性灵活性”双轨运行制容量市场建设路线 27 3.3.4 小结与建议 29 4� 建设全方位、多层次的电力市场 �� 31 4�1 加快完善“全国 - 区域 - 省级”电力市场衔接方式 ��31 4�2 发展现货电能量市场与辅助服务市场联合出清 ��32 4�3 丰富电力市场主体的多样性 ��33 5� 研究发现与政策建议 �� 35 5�1 研究发现 ��35 5�2 政策建议 ��36 参考文献 �� 38 | 3 | 建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展执行摘要截止 2021 年底，西北电网新能源装机 1.43 亿千瓦，占总装机的 42 [1] ，新能源发电量2276.2亿千瓦时，占全年总发电量的21.18 [2] ，装机与发电量均走在全国前列。随着“双碳”目标的提出，西北地区的风光等新能源占比将进一步提高预计 2025 年，西北电网的新能源装机将达到2亿千瓦 [3] ，占比将超过50，电力系统先于社会面实现碳达峰目标； 2030 年西北新能源装机将超过 3.5 亿千瓦 [4] 。同时根据现有增速推测，西北地区新能源发电量占比预计将于 2025 年超过 1/4，于 2030 年超过 1/3，并于 2045 年达到 50，实现发电量占比“三步走”发展路径。根据国际能源署（IEA）提出的可变可再生能源发展阶段，目前西北地区已进入“需要更先进技术方案保障新能源消纳”的第四阶段，并预计于 2025 年进入“新能源出力超过需求”的第五阶段，于 2045 年进入“新能源导致月度甚至季度过剩与短缺”的第六阶段。西北区域电网的新能源优势与挑战将进一步体现并逐步放大，研究西北电网新能源消纳问题势在必行。在各方的努力下，西北地区已实现了弃风弃光率的持续下降，取得了新能源消纳的阶段性胜利。根据全国新能源消纳监测预警中心分析，2021 年西北地区弃风率为 5.45，弃光率为 5.10 [5] ，相比 2016 年的 33.34 与 19.81 实现“五连降” [6] 。随着新能源更大规模的接入电网、渗透率的进一步增加，系统消纳新能源面对着巨大挑战。预计 2022 年将打破 2016 年以来西北地区新能源利用率“五连升”的情况。预计 2022 年新能源利用率为 92.5，与 2021 年相比下降 2.12。新能源项目集中度增大，西部和北部部分地区消纳压力持续增大。建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展 | 4 | 西北地区新能源的发展实践，其本质就是探索以新能源为主体的新型电力系统市场机制发展路径。因此，对西北新能源发展实践进行总结分析，将给我国其他地区和全国层面的新能源发展提供重要参考。自 2018 年以来，课题组聚焦西北地区的电力现货市场、辅助服务市场和新能源消纳的市场机制，先后开展了“西北区域电力现货市场及监管机制研究”、“适应新能源发展的西北区域电力辅助服务市场研究”和“‘双碳’背景下西北电网新能源消纳的市场化机制研究”，逐渐形成了建设全方位、多层次市场机制，支撑西北新能源高比例发展的基本设想。一、研究发现（ 1）西北新能源装机比例较大，系统同时面临保供与消纳压力西北新能源装机预计在 2022 年达到 1.8 亿千瓦，装机比例达到 47，超过火电成为全国首个新能源装机第一大电源的电力系统 [7] 。在高比例新能源接入的背景下，系统同时面临腰荷时段的消纳与晚高峰的保供压力。考虑到系统保供的要求，系统运行的首要策略为保证高峰负荷需求。新能源消纳同时面对断面受阻与调峰受阻的挑战，系统消纳新能源的能力不足。系统调峰能力远小于实际需求，午间弃电比例逐年增加。（ 2）西北地区市场主体组成形式复杂，亟待通过市场手段厘清运行关系西北地区具有较多的市场主体，既有新能源机组、火电机组等传统电力系统中的市场主体；又有诸如独立储能、需求侧响应、整县光伏等新兴市场主体；还有自备电厂、电厂自备储能等市场主体地位尚不明确的市场参与形式；市场主体构成呈现多元化、复杂化的趋势，各类市场主体利益错综交织，“搭便车”现象明显，为电力市场的有序健康发展带来巨大挑战。（ 3） “ 大送端 ” 电网特性日益凸显，外送对消纳的影响越发重要截至2021年底，西北电网已投运11条直流线路，直流总外送容量达到7000万千瓦 [8] ，最大外送功率超过 4000 万千瓦 [9] ，跨区外送电量相当于全网用电需求的 37，西北电网 | 5 | 建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展作为大送端的特性日益凸显，并在全国电力资源配置中起到越发重要的作用。直流外送成为扩大电量平衡范围、促进新能源深度消纳的主要手段，外送交易的发展对西北地区的新能源消纳起到了越发关键的作用。二、政策建议（ 1）建议分阶段完善西北电力市场架构以促进新能源消纳和资源优化配置为核心，建立全时间尺度、全市场形式的市场机制。拓展现有的以电能量市场为主，辅助服务市场为辅的单一市场模式。首先针对电力市场基础与核心的现货电能量市场，提出采用两阶段的市场发展路线；其次针对与现货市场具有极强相关性的辅助服务市场，提出了以现货市场发展为基点与参照的两阶段发展路径；最后通过容量市场政策提供现货与辅助服务市场的市场资源保障，从而充分形成市场合力，形成面向新型电力系统的电力市场机制。通过市场之间的配合充分发挥新能源消纳能力，形成竞争充分、开放有序、高效运行、健康发展的市场体系，更好地反映电力商品的物理属性和时间、空间价值，促进资源优化配置，最大程度提升西北地区新能源消纳水平。（ 2）建议完善新型主体参与电力市场的方式机制丰富以新能源为核心的多种市场主体参与电力市场的方式机制，充分推进新兴市场主体参与电力市场，提升电力系统的灵活调节能力。通过电源侧、电网侧、需求侧、储能侧等方面来推动电力系统的灵活调节能力提升，适应大规模新能源并网后的要求。推动源网荷储的互动融合，提升系统运行效率，充分发挥源荷储侧的消纳能力与调节能力，推广多方共赢的需求响应与可再生能源电力消纳协同模式，促进新能源就地消纳、应消尽消。应通过市场规则明确独立储能、需求响应、分布式光伏等新兴主体的进入市场方式与独立市场主体地位，通过价格机制合理有效疏导消纳成本，促进新型市场主体充分发展；并不断提高系统调度与控制水平，以面对大范围新兴主体接入导致的小范围双向潮流问题。建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展 | 6 | （ 3）建议完善新能源外送机制，促进新能源在更大范围内消纳构建以电网安全为基础、以新能源发展为原则、以电能供需为导向、以互补互济为手段、实现配套电源和富余电能相辅相成的西北外送交易体系。通过送受端签订相应合约等方式，建立与受端火电利用小时、上网电价相当的长期交易机制。在富余电能外送环节，应以新能源消纳为重点，充分利用省间输电通道，推进清洁替代，开展灵活调节交易。在满足系统安全稳定的前提下，逐步增加传输通道的新能源占比，逐步挖掘火电配套电源参与系统调峰的能力，通过各省多送端合作互补互济有效平抑配套新能源的随机性和波动性。（ 4）建议充分参与全国统一电力市场建设，进一步打破消纳壁垒充分发挥全国统一电力市场在统一规划、统一调度、统一管理方面的优势，完善区域市场与全国、省级市场的衔接机制。可以适时向中央提出建议，尽快出台全国统一电力市场建设细则，利用全国统一电力市场来打破“省为实体”的消纳壁垒，扩大电量平衡范围。利用各大区负荷曲线与能源禀赋的差异性，进一步扩大各大区之间的互济能力，提升直流外送通道的坚强性，有效实现外送通道传输功率的动态变化与实时翻转。充分促进西北地区富裕新能源资源在区域间或全国范围内实现优化配置，实现新能源的进一步消纳。 | 7 | 建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展 1 西北地区新能源发展的情况西北电网是一个新能源大规模、高比例装机并网的同步电网。近年来，西北风电、光伏等新能源呈现跨越式发展的新局面。随着新能源装机与发电量不断增加，在为优化能源结构、促进绿色发展、改善生态环境打下基础的同时，也带来了新能源电量消纳困难、安全运行风险增加等问题，导致弃电量与弃电率的不断增加。 1.1 西北地区新能源发展现状近年来，西北地区新能源装机呈现跨越式增长的新局面。图 1 展示了西北区域近五年的新能源装机占比变化趋势，2019 年以来西北区域新能源装机占比保持约 4 的年均增速。2021 年，西北地区新能源装机规模达到 1.43 亿千瓦，装机占比达到 42 [1] ，其中风电 7634 万千瓦，光伏 6640 万千瓦，风电与光伏发电成为西北电网第二、三大电源类型 [5] ；据推测，2022 年西北电网新能源总装机规模为 1.8 亿千瓦，新能源将超过火电，成为西北全网第一大电源。建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展 | 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 2018 2019 2020 2021 2022（预计）西北区域新能源装机占比变化趋势图图 1 西北区域近五年新能源装机占比变化趋势除装机规模外，新能源总发电量与峰值出力也均同步提升。如图 2 与图 3 所示，发电量方面，2021 年新能源年发电量 2276.2 亿千瓦时，同比增长 34.5；新能源发电量占比达到21.18，已超过欧盟同期水平；峰值出力方面，截至2022年3月，西北电网新能源日发电量最大值已突破 10 亿千瓦时，达 10.7 亿千瓦时，占比 35.1；新能源最大发电出力 6370 万千瓦、电力占比 48.0。其中，风电日发电量 7.84 亿千瓦时、占比 25.7，风电最大发电出力 3943 万千瓦、占比 29.7 [10] 。 2021年西北电网总装机 3.4亿千瓦新能源常规能源 2021年西北电网年发电量 10839亿千瓦时新能源常规能源 42 21 79 58 图 2 2021 年西北电网新能源装机占比及新能源发电量占比 | 9 | 建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展最大出力新能源常规电源最大日发电量新能源常规电源 52 6900万千瓦 48 6370万千瓦 65 19.8亿千瓦时 35 10.7亿千瓦时图 3 西北电网新能源最大出力情况及最大日发电量情况（截止 2022 年 3 月） 1.2 双碳目标下西北地区新能源发展前景国务院印发的2030 年前碳达峰行动方案 [11] 提出，2030 年风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。西北地区风能资源可开发量占全国陆上风能的 1/3，太阳能资源可开发量占全国的 59，新能源可开发量高达 19 亿千瓦 [12] 。在国家“双碳”目标的指引与要求下，西北地区新能源将进入大规模快速发展和高比例并网阶段。图 4 展示了西北未来逐年新能源装机占比变化趋势。 50.92 0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 800000 900000 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 新能源装机与总装机之比装机容量/ 兆瓦年份西北全网逐年新能源装机与总装机之比新能源（ 2017-2040）西北总装机百分比图 4 西北逐年新能源装机占比变化趋势建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展 | 10 | 预计至 2025 年，西北电网的新能源装机将达到 2 亿千瓦，占比将超过 50，电力系统先于社会面实现碳达峰目标；2030 年西北新能源装机将超过 3.5 亿千瓦。同时根据现有增速推测，西北地区新能源发电量占比预计将于 2025 年超过 1/4，于 2030 年超过 1/3，并于 2045 年达到 50，实现发电量占比“三步走”发展路径。根据 IEA 提出的可变可再生能源发展阶段，目前西北地区已进入“需要更先进技术方案保障新能源消纳”的第四阶段，并在河西、新疆与海西等地及正午光伏大发时段呈现“新能源出力超过需求”的第五阶段特征；于 2045 年进入“新能源导致月度甚至季度过剩与短缺”的第六阶段。西北区域电网的新能源优势与挑战将进一步体现并逐步放大，研究西北电网新能源消纳问题势在必行。 | 11 | 建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展 2 西北地区新能源消纳的实践 2.1 西北地区新能源消纳的现状随着新能源大规模接入电网，系统新能源消纳面对巨大挑战。2021 年新能源发电量 2276.2 亿千瓦时，同比增长 34.5，占总发电量比例为 21.18。新能源弃电量 129 亿千瓦时，同比增加 24；新能源利用率 94.6，基本与 2020 年保持持平 [5] 。其中，弃风率为 5.5，弃光率为 5.1，相比 2016 年至今实现弃风弃光“五连降”，新能源利用率“五连升”的消纳局面。建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展 | 12 | 2016 2017 2018 2019 2020 2021 弃风率 33.3 24.6 16.2 11.0 6.9 5.5 弃光率 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 弃电率弃风率弃光率 2016-2021年西北地区弃风、弃光率图 5 新能源弃风弃光率变化情况（2016-2022）而随着规模超 1 亿千瓦的以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目的落地与投产，西北新能源消纳压力越发增大。预计 2022 年将打破 2016 年以来西北地区新能源利用率“五连升”的情况。预计 2022 年新能源弃电量将达到 205 亿千瓦时，同比增加58.4，对比2020年弃电量翻一番；新能源利用率预计为92.5，与2021年相比下降 2.1。新能源项目集中度增大，西部和北部部分地区消纳压力持续增大。制约西北电网新能源消纳的因素较为复杂，其中主要因素为电力电量平衡受阻与安全稳定受阻，分别体现为断面受阻和调峰受阻。断面受阻方面，主要是指输送通道容量有限。西北电网内部网架结构为东西走向长链型结构，发电与负荷中心地理上分布不均，新疆、河西等西部新能源电能需通过交流线路输送至陕西等东部负荷中心，但西部电网网架薄弱、网架与新能源发展不匹配，造成了西部至东部的断面潮流输送过载问题。而交直流耦合特性与新能源大量接入导致断面受阻问题愈发严重。调峰受阻方面，主要是指系统调峰容量有限。近年来的数据显示西北电网晚高峰电力缺口在持续增大，日间调峰能力严重不足。以陕西为例，新能源调峰受阻时段主要在午间， 2021 年陕西新能源调峰受阻约 150 万千瓦，预计 2023-2025 年陕西新能源最大调峰受阻 | 13 | 建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展容量将继续增长，达到约 700 万千瓦。而目前，西北地区总体调峰仍大量依靠火电机组，在电力部门低碳化的背景下，电力系统的调峰能力将亟需加强。 2.2 西北地区电网的运行特点总体来看，西北电网具有以下几个特点一是省间联系密切，区域统一运行。西北电网长期以来统一调度、统一运行，省际联络线输送能力强，各省对区域协调运行意识较好。截至 2022 年 5 月，西北地区跨省交易电量达到 300 亿千瓦时，且均为新能源电量，减排二氧化碳 4795.45 万吨 [13] 。二是电力供大于求，外送特点突出。目前全网最大用电负荷仅为 1.1 亿千瓦 [14] ，低于新能源装机的1.43亿千瓦。西北电网共建成灵宝、德宝、银东、青藏，特高压天中、灵绍、祁韶、昭沂、吉泉、青豫、陕武 11 个直流外送通道。目前，西北电网是承运直流最多、电力外送身份最多的区域级电网，也是我国第一大电力资源输出区域级电网，承担着保障多回跨区直流安全输送、多个新能源基地的安全送出、电力跨省交换和远距离输送的重要任务。三是用电结构单一，工业占比较高。全区第二产业用电量占比高，社会用电的重工业化特征突出，工业占比较低的陕西、新疆峰谷差大，工业占比高的宁夏、青海等高载能用电占比大，用电负荷平坦。四是资源与需求逆向分布。由于西北电网管辖地区幅员辽阔、各地区能源储量、经济发展不均衡，负荷中心与发电中心的地理差异很大。西北电网的负荷中心主要集中在陕西关中地区、甘肃兰州白银地区、新疆乌北与宁夏北部地区；常规能源的发电中心呈现水电在西（青海甘肃）火电在东（陕西宁夏），发电资源全网分布不均。而随着新能源、特高压直流的大力建设，西北电网自身负荷中心与发电中心（新能源装机主要分布在西部地区）呈现逆向分布特征、负荷与发电地理位置上的不匹配问题愈发突出。建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展 | 14 | 2.3 西北区域促进新能源消纳的手段随着新能源的迅猛发展，西北地区电源结构、电网结构发生重大变化。新能源大规模集中并网增加了电网的调峰、调频难度，局部地区系统调峰、供暖季电热矛盾等问题突出，电力辅助服务利益关系日趋复杂。为应对西北区域新能源消纳的现状，西北电网采取多种方式促进新能源消纳。一是通过系统负备用提高本地消纳能力。西北电力系统已尝试将新能源纳入系统平衡中，并且除新能源外系统常年处于负备用状态 [15] ，即开机常规机组最大容量常年小于负荷最大值。通过精准合理安排全网备用情况，利用电力电量平衡手段为新能源预留发电空间。2021 年全年，西北电网平均负备用 -885 万千瓦，最低负备用达 -2148 万千瓦，西北电网负备用成为新能源消纳实现新突破的决定性因素。二是通过跨省调峰增加区域互济空间。从负荷特性分析来看，宁夏、甘肃、青海最高负荷出现在冬季，陕西最高负荷出现在夏季 [16] ，各省之间在季节时间尺度上存在互补特性。西北电网各省资源互补、负荷特性的差异给实现跨省调峰提供了基础。西北调峰市场的基本理念为在利用省间调峰资源互补的基础上，调节调峰供求双方经济效益分配，给予调峰机组合理补偿，从而实现西北电网新能源积极消纳与调峰市场健康持续运行。三是进一步提高系统外送能力。截至2021年底，西北电网已有11条直流投运，跨区外送电量共 2877 亿千瓦时，西北地区直流总最大外送容量达到 7000 万千瓦。目前，西北电网既是直流落点和外送省份最多的区域级电网，也是我国的第一大送端和电力资源输出区域级电网。2021 年西北全网可发电量 11813 亿千瓦时 [17] ，而网内用电需求为 7982 亿千瓦时 [18] ，有近三成的电量送至区外 [19] 。四是市场消纳手段逐渐发展。西北地区通过市场手段，激活了辅助服务市场的交易规模，进一步促进了新能源的消纳。市场自运行以来，平均每年提升西北电网新能源利用率达到 4.06 [20] 。截至2022年5月22日，西北区域调峰辅助服务市场交易电量规模达 300.05 亿千瓦时，且均为新能源电量，约占全社会用电量的比重的 5。 | 15 | 建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展 2.4 高比例新能源接入下西北地区面临的新挑战近年来，随着新能源占比的不断提高，电力系统的不确定性大幅上升，进而导致其平衡和安全稳定问题更加突出，对新能源、储能等并网设备的调节和支撑能力提出了更高的要求。另一方面，电力市场结构与市场机制依旧不完善，以储能、自备电厂等新型市场为主体参与的交易架构更加复杂，主要挑战包括以下五点。一是系统同时面临上平衡与下调峰问题。中长期角度来看，冬夏两季新能源资源小、负荷大，且冬季火电需要大发以保证供热，故冬夏两季存在向上备用不足问题，导致电力供应紧张；日内角度来看，中午时分光伏出力大，超过低谷时段负荷增长与直流调峰之和，而系统向下备用不足，导致新能源弃电严重；晚高峰光伏小发时段出力不足，向上备用不足问题凸显，需要依靠跨区互济、调整直流出力等手段。同时，各省在不同季节、不同运行方式下也会存在其它备用配置问题。此外，西北电网水电占比较大，汛期水电基本退出调峰，此时全网存在调峰困难的情况。二是新能源发电不确定性上升。到 2035 年，西北地区预测新能源装机规模将比西北电网最大负荷高出约 4.4 亿千瓦，即使考虑外送通道送电负荷，在新能源大发时刻，新能源出力仍要远大于负荷需求。经统计，尽管在 90-95 的情况下新能源出力波动在 10 以内，但当新能源规模达到千万千瓦级乃至亿千瓦级时，即使考虑区域间新能源具备自然互补的特征，其波动百分比虽减小，但波动绝对值增大，其发电出力波动将达到百万千瓦至千万千瓦，且出力波动速率快，往往在数分钟乃至分钟级内完成装机容量 10 左右的出力波动，对系统安全稳定运行造成巨大挑战。三是市场结果后与市场机制不完善。西北地区近几年交易机制尚不完善，交易模式基本采用无法精确分割的物理电量交易，中长期交易的安全校核机制有待完善与提高，导致合同执行与安全运行的矛盾突显。合同的执行偏差损害发电企业利益，亟需完善和优化交易机制来对全局资源进行最优化配置，从而充分发挥电力市场的灵活性。四是交易主体架构复杂，互有包含。西北地区具有较多的市场主体，既有以新能源机组、火电机组为代表的传统市场主体，又有诸如需求侧响应、储能、自备电网等新型主体参与电力市场，市场主体呈现多元化，为西北电力市场的建设带来巨大挑战。建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展 | 16 | 五是外送交易发展较为缓慢。从西北在运的直流通道实际情况看，跨区输电通道的运营效率效益有待进一步提高。运行效率方面，受多种技术因素制约，2021 年，西北地区直流外送量为 2815 亿千瓦时，而直流通道外送能力为 7071 万千瓦，全年直流通道利用小时数（全年外送量 / 外送能力）仅约为 3981.05 小时。 | 17 | 建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展 3 西北地区高比例新能源的电力市场机制设计 “双碳”目标下，预计至 2030 年，西北新能源装机将达到 3.5 亿千瓦，相当于现有新能源机组的三倍，西北地区将面临前所未有的消纳压力。电力市场的运行方式将成为解决新能源消纳问题的关键。亟需根据西北地区的地域特点与新能源特征，因地制宜地对现有的电力市场机制进行升级与优化，构造一套面向高比例新能源的电力市场机制。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，通过市场化手段解决西北电网新能源消纳难题。 3.1 现货市场机制设计 3.1.1 现货市场在促进新能源消纳方面的作用现货市场是电力市场体系的重要环节，对于电力市场的开放、竞争、有序运行起到了基础性的支撑作用，也是协调市场交易与保障系统安全的关键所在。电力现货市场是通过交易平台在日前及更短时间内集中开展的日前、日内至实时调度之前电力交易活动的总称，交易标的物包括电能量、辅助服务、发电权等。现货市场可以以集中出清的手段促进电量交易的充分竞争，实现电力资源的高效、优化配置；并发挥新能源边际成本低的优势和灵活的特点，促进新能源消纳。现货市场还能够为市场成员提供修正其中长建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展 | 18 | 期发电计划的交易平台，减少系统安全风险与交易的金融风险；为电力系统的阻塞管理和辅助服务提供调节手段与经济信号。现货市场可以反映电能在时间尺度和空间尺度的稀缺性，以市场化手段推进需求侧响应，有效引导电网投资。区域现货市场有利于促进电量交易充分竞争，实现能源在更大空间内进行地域性互补与资源优化配置，促进新能源充分消纳。 3.1.2 西北地区现有现货市场的建设情况西北区域具备一定的市场经验与市场基础。西北区域五省资源禀赋各异，互补性较强，在跨区域电力交易、区域内跨省交易、区域内省间互济交换、省内大用户直接交易等电力交易方面一定的经验。然而，西北区域电力市场仍处于初级发展阶段，市场主体参与意识还有待提高，市场的支撑技术和制度尚不成熟，因此尚未开展现货电力市场的相关交易。 3.1.3 区域现货市场两阶段建设路线考虑到西北地区现有的电力市场发展阶段与发展基础，直接建设全电量竞争的电力市场难以调动市场主体参与竞争的积极性，预期效果有限。为降低现货市场机制尚不完善时出现的价格波动、电网安全运行和用户用电安全的风险，在确保电力供需平衡和电网安全运行的基础上，报告认为西北地区应当分两阶段稳定、有序、有效地开展现货市场建设。 | 19 | 建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展电网企业大用户售电公司其他用户合约市场第一阶段中长期物理合约第二阶段中长期差价合同资金流电能流传统发电企业新能源发电企业现货市场第一阶段部分电量竞价第二阶段全电量集中竞价日前、日内和实时市场分区电价辅助服务市场实行电能量与辅助服务联合优化、同时出清第一阶段分散式市场，采取部分电量竞价第二阶段集中式市场，采取全电量竞价图 6 西北现货市场组织模式及阶段路线图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。建立区域调度与交易机构的协调运作机制，完善监管和配套机制。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；健全中长期交易、辅助服务等市场机制，逐步探索开展金融输电权、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、有偿调频、黑启动、有偿无功补偿等，适时开展容量市场建设。进一步完善分区电价机制和阻塞管理机制，推动形成完善市场监管配套机制。建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展 | 20 | 表 1 两阶段市场的组织模式与参与方式第一阶段第二阶段市场模式分散式集中式市场主体发电企业、电网企业、售电公司发电企业、电网企业、售电公司、符合条件的工商业大用户现货市场由日前、日内、实时市场组成部分电量竞价全电量竞价中长期交易市场物理合约金融合约开展金融输电权、电力期货和衍生品等交易辅助服务市场调峰辅助服务市场完善辅助服务交易品种，开展有偿调峰、有偿调频、黑启动、有偿无功补偿等辅助服务新能源交易机制参与现货市场竞争，考虑配额制等激励保障机制电价机制发电侧分区电价，售电侧统一电价出清方式电能量市场、辅助服务市场联合优化、集中竞价，边际统一出清在机制设计方面，西北新能源装机比重大，发用侧市场主体类型多，通过在电能量市场优先调度新能源、新能源与火电机组发电权交易、新能源与大用户直接交易等方式，增加消纳空间；开展调峰辅助服务，激励火电机组灵活性改造，提高常规机组参与现货市场的积极性。西北区域电能量现货交易包括日前、日内和实时三个阶段，以中长期分解计划交易为边界条件。日前市场形成日前交易计划，新能源和传统机组集中竞价、边际出清；日内市场滚动修正，优先新能源企业调整报价方案；实时市场保障实时电力平衡，根据电量偏差优先新能源上调出力、火电机组下调出力。此外，还要开展新能源与常规能源、自备电厂的发电权替代交易，以更清洁、低成本机组替代次清洁、高成本机组。火电机组为出让方，新能源机组为受让方，双方集中报价、撮合交易，按高低匹配进行市场出清。 | 21 | 建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展 3.1.4 市场监管机制及配套措施