中國西北地區(qū)電力市場和清潔能源交易運營績效分析

劉瑞豐，祁小芳，賀元康，陳天恩，羅璇，張雯

(1.國家電網(wǎng)有限公司西北分部，陜西 西安 710048；2.北京科東電力控制系統(tǒng)有限責(zé)任公司，北京 100192；3.國網(wǎng)西安供電公司，陜西 西安 710032)

0 引言

當(dāng)前，中國已初步形成大電網(wǎng)、大系統(tǒng)、大市場電力資源配置格局，跨區(qū)跨省市場在資源優(yōu)化配置中發(fā)揮著重要作用。隨著電力市場建設(shè)深入推進，跨區(qū)跨省市場也面臨交易需求、交易品種多樣化，以及市場主體多元化、利益訴求多元化等新形勢?；诖耍疚氖紫葘Ξ?dāng)前階段跨區(qū)跨省市場的主要交易需求進行了梳理和分類，開展了跨區(qū)跨省市場運營多維績效分析，維度和績效涵蓋送出省份、輸電通道、電源技術(shù)類型、電源資源配置屬性等。通過數(shù)據(jù)分析和問題梳理，以期指導(dǎo)市場主體更好參與跨區(qū)跨省交易，更好發(fā)揮跨區(qū)跨省市場的資源優(yōu)化配置作用，為更多市場主體創(chuàng)造機價值。

中國自2015年《中共中央國務(wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（9號文）[1]及其配套文件[2]實施以來，中國電力市場建設(shè)進展明顯，有效激發(fā)市場活力、提高市場效率、釋放市場紅利。本文結(jié)合當(dāng)前階段電力市場建設(shè)基本特征，以西北地區(qū)電力市場為案例，對發(fā)電側(cè)市場進行了“全市場形態(tài)、全電量空間、全體系結(jié)構(gòu)、全范圍配置”運營績效分析。在績效分析體系和評價指標(biāo)中，市場形態(tài)包括電能交易、輔助服務(wù)交易、發(fā)電權(quán)及合同交易等，電量空間涉及優(yōu)先發(fā)電計劃、電力直接交易、跨區(qū)跨省外送交易等，體系結(jié)構(gòu)涵蓋中長期交易、現(xiàn)貨交易（日前實時交易），市場范圍覆蓋跨區(qū)跨省市場和省內(nèi)市場。

隨著電力市場建設(shè)的推進，西北地區(qū)售電側(cè)市場化進程也逐步加快，增加到2020年的2 449.87億kW·h，占西北五省（區(qū)）電力公司售電量的49.81%，年均增長率為24.25%。售電側(cè)市場績效分析重點涵蓋煤炭、鋼鐵、建材、有色等四大行業(yè)，側(cè)重交易電量和交易電價。

最后，本文結(jié)合梳理的相關(guān)問題，提出了促進西北地區(qū)電力市場建設(shè)和高質(zhì)量運營的政策建議。特別是結(jié)合西北地區(qū)新能源高占比、大直流送端的電力系統(tǒng)特征，重點提出了提升新能源和特高壓直流利用率的相關(guān)建議。

1 跨區(qū)跨省市場交易需求分類

跨區(qū)跨省交易是電能商品依托跨區(qū)跨省輸電網(wǎng)絡(luò)，按照市場經(jīng)濟規(guī)律進行貿(mào)易、輸送和結(jié)算的市場行為。其中，跨區(qū)市場載體是直流輸電系統(tǒng)，以資源配置型交易需求為主；跨省市場以交流同步電網(wǎng)為載體，銜接跨區(qū)市場和省級市場，兼顧電力資源優(yōu)化配置、電力實時平衡和調(diào)節(jié)資源共享[1]。

目前，跨區(qū)跨省市場在交易品種上涵蓋國家優(yōu)先發(fā)電計劃（政府授權(quán)合約）、政府間購售電協(xié)議以及部分市場化交易（雙邊交易或集中交易）。按照電能商品的功能和價值，將跨區(qū)跨省市場交易需求梳理總結(jié)后分為6類。

1.1 能源戰(zhàn)略型資源配置需求

特高壓直流落實國家“西電東送”戰(zhàn)略，輸電系統(tǒng)配置了與輸電容量基本相當(dāng)?shù)呐涮纂娫矗òㄅ涮姿娖髽I(yè)，配套火電企業(yè)和配套新能源企業(yè)）[2]。這部分電源裝機在規(guī)劃建設(shè)階段已納入受端地區(qū)長期電量平衡體系，以優(yōu)先發(fā)電計劃進入省間市場進行資源配置。

1.2 供給側(cè)改革型交易需求

當(dāng)前，中國經(jīng)濟邁入高質(zhì)量發(fā)展階段，為應(yīng)對霧霾治理和氣候變化，東中部地區(qū)推進供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革。國家推進生態(tài)文明建設(shè)，在能源消費總量和強度雙控政策導(dǎo)向下，減少本地能源生產(chǎn)，控制電煤消費，產(chǎn)生了大量的跨區(qū)跨省交易需求。

1.3 電力供應(yīng)保障型交易需求

這種交易需求以中短期電力電量平衡為基礎(chǔ)，是傳統(tǒng)的跨區(qū)跨省市場交易需求。迎峰度冬、迎峰度夏等大負荷時段，部分地區(qū)存在電力短時缺口，也有部分地區(qū)，存在發(fā)電裝機充裕度不足帶來的電力和電量平衡雙缺口，需要通過跨區(qū)跨省余缺調(diào)劑保障電力供應(yīng)。

1.4 價值調(diào)節(jié)型交易需求

中國可再生能源加快發(fā)展，一方面擠壓常規(guī)電源市場空間；另一方面需要常規(guī)電源提供靈活調(diào)節(jié)服務(wù)。為了實現(xiàn)常規(guī)電源與新能源的利益協(xié)調(diào)，三北地區(qū)普遍產(chǎn)生了清潔能源替代常規(guī)火電的發(fā)電權(quán)交易，清潔能源替代自備燃煤機組的清潔替代交易，以及新能源與火電之間的調(diào)峰輔助服務(wù)等交易需求[3-7]。

1.5 可再生能源消納核算型交易需求

根據(jù)可再生能源電力消納保障機制（發(fā)改能源〔2019〕807號），承擔(dān)消納責(zé)任的市場主體以實際消納可再生能源電量為主要方式完成消納量，可通過“超額消納量”交易、“可再生能源綠色電力證書”（綠證）等2種補充（替代）方式完成消納量[8-9]：（1）在全國范圍內(nèi)向超額完成年度消納量的市場主體購買其 “超額消納量”，雙方自主確定轉(zhuǎn)讓（或交易）價格；（2）自愿認(rèn)購綠證，綠證對應(yīng)的可再生能源電量等量記為消納量。

1.6 利益疏導(dǎo)型交易需求

部分地區(qū)雖然裝機冗余，但是市場集中度較高，省內(nèi)市場化程度受到制約。為了向一般工商業(yè)等電力用戶釋放更多的全社會福利，向售電側(cè)進行改革紅利釋放，地方政府具有較大的驅(qū)動力，力圖通過跨區(qū)跨省市場促進省級電力市場自由開放、競爭有序。

2 跨區(qū)跨省市場交易運營情況

2.1 跨區(qū)直流基本情況

2020年底，西北電網(wǎng)在運10條跨區(qū)直流，額定設(shè)計容量合計6 271萬kW。其中通過靈寶直流背靠背、天中直流、祁韶直流等與華中電網(wǎng)連接；通過銀東直流、昭沂直流、青豫直流等與華北電網(wǎng)連接；通過吉泉直流、靈紹直流等與華東電網(wǎng)連接；通過德寶直流、柴拉直流等與西南電網(wǎng)連接。上述跨區(qū)直流的容量、輸電價格等信息如表1所示。

表1 西北電網(wǎng)跨區(qū)直流基本情況Table 1 Basic data of trans-region DC transmission lines of northwest grid

2018年至今，國家已經(jīng)連續(xù)兩次降低一般工商業(yè)電價。按照國家發(fā)改委有關(guān)文件要求，跨省跨區(qū)專項輸電工程降價形成的空間在送電省、受電省之間按 1∶1 分配[10]。

2.2 跨區(qū)跨省交易情況

2020年，西北電網(wǎng)跨區(qū)跨省交易2 903.47億kW·h，同比增長33.87%。其中，跨區(qū)送出（含西藏、四川富余水電轉(zhuǎn)送）2 406.44億kW·h，占比82.88%，跨區(qū)受入85.01億kW·h，占比2.93%，跨省交易412.02億kW·h，占比14.19%。

2020年，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)域特高壓交直流和跨區(qū)通道輸電交易5 396.08億kW·h（不含西南與華中間送電），不同方向的輸電交易規(guī)模如圖1所示[11]。其中，西北地區(qū)跨區(qū)外送最大，占比為44.57%，流向華中、華東、華北、西南等4個區(qū)域，覆蓋范圍最廣，流向最遠。其中，華東和華中區(qū)域分別占西北外送總量的50.90%和31.46%。

圖1 特高壓交流及跨區(qū)通道輸電交易規(guī)模Fig.1 Power transaction scale through UHV AC and trans- region transmission lines

2.2.1 按照送出省份分析

2020年，西北五?。▍^(qū)）跨區(qū)跨省外送（跨區(qū)跨省市場統(tǒng)稱為省間市場，跨區(qū)跨省外送統(tǒng)稱為省間外送）合計為2 775.34億kW·h，按照電源裝機的技術(shù)類型劃分，火電外送1 958.37億kW·h，同比增長41.75%，在跨區(qū)跨省外送中的占比為70.56%；清潔能源外送816.97億kW·h，同比增長17.64%，占比為29.44%，其中，風(fēng)電410.07億kW·h，同比增長10.25%，占比為14.78%；光伏194.76億kW·h，同比增長10.70%，占比為7.02%；水電212.14億kW·h，同比增長44.77%，占比為7.64%。以新能源來看，風(fēng)電、光伏外送604.83億kW·h，占比為26.36%。

五?。▍^(qū)）電網(wǎng)不同技術(shù)類型的電源省間外送情況如表2所示。其中，陜西電網(wǎng)跨區(qū)跨省外送126.43億kW·h，在西北五省（區(qū)）跨區(qū)跨省外送電量中占比僅為4.56%，與其區(qū)位優(yōu)勢、資源優(yōu)勢，以及在西北電網(wǎng)的支撐和調(diào)節(jié)作用等不相稱。主要因素包括：（1）汾渭平原大氣污染防治和關(guān)中地區(qū)火電煤炭消費總量控制等政策性因素帶來的關(guān)中火電產(chǎn)能抑制；（2）新能源集中分布在陜北地區(qū)等布局性因素帶來的競爭優(yōu)勢明顯的陜北火電產(chǎn)能無法充分釋放；（3）陜北電網(wǎng)與西北主網(wǎng)之間輸送能力不足等網(wǎng)架結(jié)構(gòu)帶來的陜北高效大容量火電產(chǎn)能抑制。釋放陜北電力資源競爭優(yōu)勢，對于加大陜西電力外送至關(guān)重要。

表2 五省（區(qū)）不同技術(shù)類型電源省間外送情況Table 2 Trans-province power transactions of different power sources in northwest five provinces

2.2.2 按照輸送通道分析

2020年，西北電網(wǎng)跨區(qū)跨省外送交易（含西藏、四川等富余水電轉(zhuǎn)送）2 818.47億kW·h，清潔能源外送占比為30.52%。西北地區(qū)跨區(qū)輸電通道的分電源類型省間外送情況如表3所示。由于電源配置、交易組織等各因素影響，各直流中清潔能源比例差異明顯，天中直流占比最高，為40.67%，主要為天中直流配套924萬kW新能源裝機；銀東直流清潔能源占比最低，為16.95%。

表3 輸電通道不同技術(shù)類型電源省間外送情況Table 3 Trans-province power transactions of different power sources through different transmission lines

2.3 跨區(qū)市場送端交易運營

為了從地理位置、資源配置屬性2個維度來定量描述西北送端的市場結(jié)構(gòu)，結(jié)合實際設(shè)計了市場開放率和電量庫運營占比2個參數(shù)。

第i條輸電通道的市場開放率為

按照資源配置屬性（即經(jīng)濟屬性），除去配套電源上網(wǎng)合同計劃（包括優(yōu)先發(fā)電計劃和電力直接交易）之外，直流剩余輸電容量（市場空間）為西北電網(wǎng)內(nèi)富余發(fā)電能力市場化交易外送，其與直流通道總輸電量的比值，定義為電量庫運營占比。輸電通道i的電量庫占比為

式中：Qi?pt為第i條直流上配套電源交易電量之和。

10條直流的Ki和Pi如表4所示。靈寶、德寶、柴拉、銀東等直流市場開放率均在25%以上。10條直流平均的電量庫運營占比為44.46%，靈寶、德寶、柴拉等直流電量庫運營占比均為100%，而天中、銀東、靈紹等直流電量庫運營占比偏低。西北地區(qū)10條跨區(qū)直流的開放率和電量庫運營占比如表4所示。

表4 西北送端電力市場的開放率和電量庫運營占比Table 4 Opening rate and the proportion of power pool in northwest power market

根據(jù)運行實踐和數(shù)據(jù)分析，保持跨區(qū)直流市場開放率、電量庫運營占比達到合理狀態(tài)，Ki和Pi同時保持較大數(shù)值，直流輸電系統(tǒng)利用效率才較高，靈寶、德寶和銀東、昭沂直流都屬于此類情況。

在價格機制方面，跨區(qū)直流執(zhí)行一個通道、一個價格機制、一個價格水平的輸電價格核定機制。在交易組織方面，在配套電源優(yōu)先發(fā)電計劃之外，跨區(qū)直流富余容量以分通道、分省份等方式匯總政府間協(xié)議并進行交易組織。由于區(qū)域統(tǒng)籌平衡不充分，送電、受電省份往往以省為平衡單元校核送受電能力，帶來全局優(yōu)化、集中優(yōu)化不充分的問題。為了提升大電網(wǎng)、大系統(tǒng)、大市場的資源配置效率，需要探索區(qū)域-區(qū)域聯(lián)合集中優(yōu)化的交易組織方式[12-16]。

在運10條跨區(qū)直流規(guī)劃配套火電4 784萬kW，配套風(fēng)電2 400萬kW，配套光伏發(fā)電675萬kW。2020年，配套電源年度合同電量（含優(yōu)先發(fā)電計劃和跨區(qū)電力直接交易）合計1336.63億kW·h，占西北跨區(qū)外送總量的55.54%。由于配套電源消納方向單一，在直流系統(tǒng)或送受端相關(guān)設(shè)備檢修等情景下，其電量消納面臨無合同、無市場等問題。同時，由于配套電源的生產(chǎn)調(diào)度采取獨立控制區(qū)方式，在網(wǎng)內(nèi)平衡困難支援調(diào)用，或者參與送端電網(wǎng)省與省之間輔助服務(wù)調(diào)峰后，造成合同執(zhí)行偏差時，又存在缺乏明確交易成分進行結(jié)算等問題。需要研究并建立相應(yīng)的偏差處理和交易結(jié)算機制。

2.4 跨省調(diào)峰輔助服務(wù)

2020年，西北電網(wǎng)跨省調(diào)峰輔助服務(wù)深度調(diào)峰替發(fā)結(jié)算6.65億kW·h。從調(diào)峰輔助服務(wù)費用來看，省間火電有償調(diào)峰費用51 530.16萬元，區(qū)域省間虛擬儲能費用11.49萬元，省間啟停調(diào)峰費用1 080萬元，西北五?。▍^(qū)）跨省調(diào)峰輔助服務(wù)費用累計發(fā)生52 621.65萬元，火電有償調(diào)峰累計成交電量39.83億kW·h?；痣娖骄a償收益為132.11 元/（MW·h）; 按照新能源總發(fā)電量 1 532.21億kW·h，度電平均分?jǐn)偝杀緸?4.34元/（MW·h）。雖然目前開展的調(diào)峰輔助服務(wù)市場運營極大促進了新能源消納，但是調(diào)峰仍然屬于電能量交易的范疇，與中長期市場中新能源替代常規(guī)火電的發(fā)電權(quán)交易、新能源與常規(guī)火電的合同轉(zhuǎn)讓交易在功能上是一致的。在調(diào)峰輔助服務(wù)和發(fā)電權(quán)交易的協(xié)同上，需要關(guān)注有可能出現(xiàn)的過度補償問題[17-18]。

3 西北地區(qū)發(fā)電側(cè)市場運營

3.1 上網(wǎng)側(cè)購電結(jié)算規(guī)模

西北地區(qū)電網(wǎng)企業(yè)購電結(jié)算總規(guī)模為7 550.61億 kW·h，具體為：陜西 1 338.84 億 kW·h，甘肅1 436.10 億 kW·h，寧夏 1 441.04 億 kW·h，青 海925.53億 kW·h，新疆 2 409.10億 kW·h。這其中，電網(wǎng)企業(yè)與配套電源企業(yè)的購電交易結(jié)算電量為1403.76億kW·h，占購電總量的18.59%。

西北地區(qū)交易機構(gòu)與非配套電源發(fā)電企業(yè)購電結(jié)算6 146.85億kW·h，占購電總量的71.41%。其中，省內(nèi)優(yōu)先發(fā)電計劃2 004.28億kW·h，省內(nèi)電力直接交易2 499.56億kW·h，省內(nèi)其他市場化交易287.27億kW·h，省間市場化交易1 355.74億kW·h。從全地區(qū)來看，發(fā)電側(cè)市場化交易電量總計4 376.76億kW·h，市場化比例高達57.97%；這其中對應(yīng)省內(nèi)部分的市場化交易電量2 786.83億kW·h，省內(nèi)部分的市場化比例為58.17%。

3.2 上網(wǎng)側(cè)購電結(jié)算成分

發(fā)電側(cè)結(jié)算成分包括省內(nèi)優(yōu)先發(fā)電計劃、省內(nèi)直接交易、省內(nèi)其他市場化、省間市場化、配套電源等5個品類。西北地區(qū)電網(wǎng)企業(yè)購電交易結(jié)算成分及規(guī)模見表5。分交易成分來看，省內(nèi)優(yōu)先發(fā)電計劃方面，新疆規(guī)模最大，為714.10億kW·h，陜西占比則最高，占本省購電結(jié)算總量的37.63%；省內(nèi)電力直接交易方面，陜西規(guī)模最大，為621.89億kW·h，陜西占比也最高，占本省購電結(jié)算總量的46.45%；省內(nèi)其他市場化交易方面，陜西購電結(jié)算規(guī)模最大，為89.94億kW·h；省間市場化交易方面，甘肅購電結(jié)算規(guī)模最大，為520.16億kW·h；與配套電源企業(yè)結(jié)算方面，新疆規(guī)模最大，為776.00億kW·h。

表5 西北地區(qū)電網(wǎng)企業(yè)購電交易結(jié)算成分及規(guī)模Table 5 Settlement composition and scale of electricity purchasing transaction for grid enterprises in northwest China億 kW·h

3.3 發(fā)電權(quán)和自備替代交易

發(fā)電權(quán)交易是合同交易的一種形式。合同交易是在不影響相關(guān)方利益的前提下，通過市場化方式實現(xiàn)市場主體合同電量的有償出讓和買入[17-18]。合同交易可分為合同回購、合同轉(zhuǎn)讓和合同置換[6]。

2020年，西北五?。▍^(qū)）完成發(fā)電權(quán)替代交易375.6億kW·h，其中，在役火電替代交易185.43億kW·h，關(guān)?；痣娞娲灰?4.35億kW·h，自備電廠替代交易115.82億kW·h。其中，清潔能源作為替代方的發(fā)電權(quán)交易281.9億kW·h，占比75.05%。西北地區(qū)完成跨區(qū)跨省清潔替代外送45.70億kW·h，其中，甘肅外送19.88億kW·h，青海外送22.45億kW·h，寧夏外送3.03億kW·h。各?。▍^(qū)）發(fā)電權(quán)和自備電廠替代交易規(guī)模如表6所示。

表6 西北地區(qū)發(fā)電權(quán)和自備電廠替代交易規(guī)模Table 6 Trading scale of power generation rights and self-supply plant substitution

3.4 新能源與火電打捆外送

新能源的隨機性、波動性、間歇性與直流穩(wěn)定輸送、剛性計劃存在矛盾。新能源與火電打捆外送成為中長期交易的普遍方式?？茖W(xué)合理的打捆比例須以新能源運行特性為基礎(chǔ)。片面加大中長期交易中新能源配置比例，既不能顯著增加西北外送負荷水平，也未必顯著提升新能源利用水平。

2020年，西北地區(qū)新能源理論發(fā)電量（新能源發(fā)電量與棄電量之和）為1 794.58億kW·h，僅占總發(fā)電量的19.25%（稱運行比例，2019年為19.69%）。而跨區(qū)跨省外送交易中的新能源配置比例已高達21.45%（2019年則為26.36%，超出運行比例6.67個百分點），超出運行比例2.20個百分點。分省來看，陜西運行比例為11.08%，甘肅為25.05%，青海為28.67%，寧夏為18.99%，新疆為17.94%。

新能源發(fā)電季節(jié)特性明顯。以月為時間尺度，西北地區(qū)新能源理論發(fā)電量占總發(fā)電量的比例，最小的月份為1月，為11.46%，最大的月份為5月，為26.43%。甘肅最大月份為5月，為33.23%，最小月份為12月，為15.76%；新疆最大月份為5月，為27.73%，最小月份為1月，為8.48%。西北五?。▍^(qū)）新能源理論發(fā)電量比例數(shù)據(jù)如圖2所示。

圖2 西北五省（區(qū)）新能源理論發(fā)電量比例Fig.2 The proportion of theoretical generation of new energy in northwest five provinces

4 西北地區(qū)售電側(cè)市場運營

4.1 售電側(cè)市場化交易比例

西北地區(qū)售電側(cè)（含大用戶和售電公司代理）市場化交易2 449.87億kW·h，占銷售電量的比例為49.81%。青海和寧夏售電側(cè)市場化交易規(guī)模和市場化比例均較高，青海交易規(guī)模為389.82億kW·h，占比56.26%；寧夏421.49億kW·h，占比為59.89%；新疆533.24億kW·h，占比為42.04%；甘肅507.26億kW·h，占比為51.38%；陜西598.06億kW·h，占比47.23%。

4.2 四大行業(yè)市場化交易

2020年，煤炭、鋼鐵、建材和有色等四大行業(yè)市場化交易規(guī)模為957.70億kW·h，占售電側(cè)市場交易電量的39.09%[19-20]。其中，有色行業(yè)交易電量最大，為601.85億kW·h，占售電側(cè)市場交易總量的24.57%，占四大行業(yè)市場交易的62.84%；鋼鐵行業(yè)交易電量171.14億kW·h，占售電側(cè)市場交易總量的6.99%，占四大行業(yè)市場交易的17.87%；建材、煤炭等市場交易電量占售電側(cè)市場交易總量比例分別為：4.02%、3.52%。西北五省（區(qū)）售電側(cè)市場化交易電量、電價情況見表7、圖3所示。

圖3 西北五?。▍^(qū)）四大行業(yè)售電交易價格降幅Fig.3 The falling of electricity transaction prices for four major sectors in northwest five provinces

表7 西北五?。▍^(qū)）售電側(cè)市場化交易情況Table 7 Transactions of the sale-side market in northwest five provinces

4.3 交易價格

從交易均價來看，下浮（相對目錄電價）最大的是新疆，為77.78元/（MW·h），最小的是陜西，為10.36元/(MW·h)。分行業(yè)來看，有色行業(yè)交易價格下浮最大，為66.33元/（MW·h），鋼鐵行業(yè)為32.17元/（MW·h），建材與煤炭分別為29.85 元/(MW·h)、28.35 元/(MW·h)。

4.4 跨區(qū)跨省電力直接交易

2019年，西北地區(qū)跨區(qū)電力直接交易219.18億kW·h，占跨區(qū)交易總量的11.59%，其中，銀東直流為98.43億kW·h，靈紹直流配套火電為120.75億kW·h。西北地區(qū)跨省市場也試點了發(fā)電企業(yè)與電力用戶（含售電公司代理）電力直接交易17.85億kW·h，占跨省交易總量的6.57%。

國家提出鼓勵發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電主體等通過競爭方式進行跨省跨區(qū)買賣電[2]。本文通過對西北地區(qū)2019年售電側(cè)市場化交易數(shù)據(jù)分析，可以看出，目前，售電側(cè)購電選擇權(quán)在市場范圍上主要集中在省內(nèi)電力市場。受電力市場競爭范圍偏小、市場集中度高等影響，易引發(fā)市場競爭不充分、少數(shù)市場主體操縱市場等風(fēng)險。售電側(cè)參與跨省區(qū)競爭性業(yè)務(wù)還受到貿(mào)易保護主義嚴(yán)重、市場規(guī)則不健全等因素制約。國家發(fā)展改革委、國家能源局推進經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃全面放開，售電側(cè)市場化交易規(guī)模將進一步擴大[21-25]。在西北地區(qū)，一些省份優(yōu)先發(fā)電與優(yōu)先購電的電量占比、電量規(guī)模均嚴(yán)重不匹配，為售電側(cè)參與跨省區(qū)競爭性業(yè)務(wù)、放開跨區(qū)跨省電力直接交易創(chuàng)造了條件。

5 建議

（1）賦予市場成員更多購電選擇權(quán)。售電側(cè)向省間市場開放，將形成售電公司、發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)等多元主體的跨區(qū)跨省市場。隨著電力市場建設(shè)的深入推進，跨區(qū)跨省市場這類交易需求顯著增加。按照鼓勵新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展、服務(wù)優(yōu)化電力營商環(huán)境的原則，率先向新能源汽車充電設(shè)施、北方地區(qū)清潔供暖，以及開展合同能源管理、能源互聯(lián)網(wǎng)等增值服務(wù)的售電側(cè)（用戶）放開省間市場，助推綜合能源服務(wù)、能源互聯(lián)網(wǎng)等產(chǎn)業(yè)發(fā)展。率先在各區(qū)域內(nèi)向售電側(cè)放開省間市場，向省級市場注入競爭性和流動性，助推市場范圍擴大，促進省域電力市場融合，逐步由聯(lián)合市場向統(tǒng)一市場過渡。

（2）形成區(qū)域內(nèi)發(fā)電權(quán)與調(diào)峰輔助服務(wù)兩種形式的“雙輪驅(qū)動”。中長期市場開展發(fā)電權(quán)交易[26]，現(xiàn)貨市場加大開展調(diào)峰輔助服務(wù)，確?；痣娖髽I(yè)從市場空間、靈活調(diào)節(jié)服務(wù)等獲得合理補償。以不過度補償為原則，建立合理的發(fā)電權(quán)交易轉(zhuǎn)讓價格形成機制，將火電企業(yè)提供調(diào)峰輔助服務(wù)后在省間聯(lián)絡(luò)線發(fā)生的交易電量轉(zhuǎn)化為跨省發(fā)電權(quán)交易結(jié)算。試點在送端區(qū)域開展直流配套火電與區(qū)域內(nèi)清潔能源發(fā)電企業(yè)之間的發(fā)電權(quán)和合同轉(zhuǎn)讓交易，建立配套電源交易計劃執(zhí)行偏差處理和偏差電量結(jié)算機制，實現(xiàn)配套電源生產(chǎn)調(diào)度與直流交易合同計劃解耦。

（3）探索以統(tǒng)一市場為特征的電力資源高效利用市場機制?？茖W(xué)研究跨區(qū)市場運營和交易組織方案?？鐓^(qū)直流保持合理的市場開放率和適度的電量庫運營占比，構(gòu)建多售電省、多購電省、多種送電資源互補的市場格局，形成送、受兩端有效競爭、利益均衡的市場結(jié)構(gòu)，更好發(fā)揮區(qū)域統(tǒng)籌作用和更大范圍的優(yōu)化配置，提升直流利用效率。選取西北-華中地區(qū)為試點，華中側(cè)統(tǒng)一匯集華中四省的購電需求（量價和曲線），以資源最優(yōu)化利用為目標(biāo)，開展天中直流、祁韶直流、靈寶背靠背等交易路徑集中優(yōu)化。

（4）服務(wù)陜西省區(qū)域經(jīng)濟協(xié)調(diào)發(fā)展。發(fā)揮陜西電網(wǎng)在西北電網(wǎng)中的區(qū)位優(yōu)勢、樞紐地位和調(diào)節(jié)作用，通過跨區(qū)跨省交易優(yōu)化陜西電網(wǎng)電力資源配置，加大陜北地區(qū)競爭優(yōu)勢明顯、清潔優(yōu)質(zhì)電力資源外送，優(yōu)化關(guān)中地區(qū)電力供應(yīng)保障，形成關(guān)中地區(qū)電力需求由陜西北部、西北西部等清潔能源充分保障的資源配置格局。加大面向關(guān)中地區(qū)公用火電的省內(nèi)和跨省發(fā)電權(quán)交易。

（5）合理確定新能源與常規(guī)電源配置比例。在跨區(qū)跨省中長期交易組織中，結(jié)合不同省份新能源的季節(jié)性、時段性、區(qū)域性等運行特性選取新能源配置比例，確保完成可再生能源消納責(zé)任權(quán)重。