截至2021年底，西北电网新能源发电出力占比最高值为43.80%，占用电负荷的最高比例为56.60%，处于全国前列。预计2022年西北新能源装机将超火电，西北电网也将成全国首个新能源装机超火电的区域电网。为落实“双碳”目标，西北正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。

（来源：微信公众号“中国电业与能源” 作者：李更丰 黄少中 王万兴 刘明明）

李更丰系西安交通大学副教授

【资料图】

黄少中系中国能源研究会碳中和产业合作中心主任

王万兴系自然资源保护协会清洁电力高级顾问

刘明明系自然资源保护协会清洁电力副主任

通过建立电能量市场、辅助服务市场、容量市场相互融合，市场主体之间、“全国—区域—省级”市场之间有序衔接的市场架构，形成竞争充分、开放有序、高效运行、健康发展的市场体系，促进资源优化配置，最大程度支撑西北新能源高比例发展。

一、西北新能源发展概况

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近年来，西北风、光等新能源实现了跨越式发展，连续五年“双升双降”：装机容量和发电量提升，弃风和弃光率下降。

1、西北新能源装机规模

近年来，西北新能源装机快速增长。2019年以来，当地新能源装机占比保持约4%的年均增速；2021年达到 1.43亿千瓦，占比42%，其中风电7634万千瓦、光伏6640万千瓦，成第二三大电源类型；预计2022年新能源装机将达1.8亿千瓦，超过火电成，第一大电源。见图1。

图1西北近五年新能源装机占比变化趋势

2021年，除装机规模外，西北新能源发电量与峰值出力也同步提升。如图2、图3所示，发电量方面，全年达2276.2亿千瓦时，同比增长34.5%；占总发电量的21.18%，已超过欧盟同期水平。峰值出力方面，截至2022年3月，单日发电量最大值突破10亿千瓦时，达10.7亿千瓦时，最大占比35.1%；最大出力6370万千瓦，占比48.0%。

图22021年西北新能源装机及发电量占比

图3西北新能源最大出力及最大日发电量情况（截至2022年3月）

2、西北新能源高质量发展成果

自2016年以来，西北电网多措并举清洁转型，助推新能源高质量发展，取得阶段性成绩。具体概括为三点：

（1）系统新能源承载能力不断提升。通过网架补强、合理调度直流及其配套电源等方式，改善系统交直流耦合特性；通过优化调度手段提升电网平衡安全保障能力，提升同等条件下系统对新能源接入的安全支撑能力。

（2）系统安全性与稳定性不断提升。一方面推进新能源完成耐压改造，推动新能源从并网向组网发展；另一方面通过加装储能、调相机等设备保障系统稳定安全运行。

（3）系统新能源消纳水平不断提升。2021年新能源利用率94.6%，与上年基本持平。其中，弃风率5.5%、弃光率5.1%，自2016年起，实现弃风弃光率“五连降”、利用率“五连升”。

图4西北电网弃风弃光率变化情况（2016~2022）

二、西北新能源发展面临问题和挑战

1、“双碳”目标下西北新能源的发展前景

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。

图5西北新能源装机及占比变化趋势

预计至2025年，西北新能源装机将超2亿千瓦，占比将超50%，电力系统将先于社会面实现碳达峰；2030年新能源装机将超3.5亿千瓦。根据现有增速推测，预计到2025年新能源发电量占比超过1/4，到2030年超过1/3，并于2045年达到1/2，实现占比“三步走”。

2、“双碳”目标下西北新能源发展的新挑战

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，主要包括五点：

（1）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，系统向下备用不足，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。

（2）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，往往在数分钟乃至分钟级内出现10%左右的出力波动，对系统安全稳定运行带来巨大挑战。

（3）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，导致合同执行与安全运行矛盾突显，急需完善和优化交易机制，充分发挥电力市场的灵活性。

（4）交易主体性质复杂、互有包含。西北拥有较多的市场主体，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，多元复杂，为电力市场建设带来巨大挑战。

（5）外送交易进展缓慢。从在运通道运行情况看，跨区通道的运营效率效益有待提高。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。

三、促进西北新能源发展的市场机制设计

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实践证明，市场机制是降低新能源大规模开发成本的有效方案。需要根据西北的地域特点，对现有市场机制进行升级与优化，构造一套面向新能源高比例发展的市场机制。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新能源高比例接入难题。

1、现货市场机制设计

区域现货市场有利于促进电量交易充分竞争，实现在更大范围的资源互补与优化配置。西北在跨区、跨省及省内交易等方面积累有一定的经验。然而，西北市场仍处于初级阶段，其中甘肃作为国内首批电力现货市场建设试点之一，在起步阶段建立了考虑新能源参与的发电侧单边现货市场机制。由于该模式下价格无法传导至用户侧，一定程度上制约了新能源消纳。本文针对西北现货市场存在的问题，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。

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、辅助服务交易等市场机制，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。

考虑西北地区发电侧产业集中度较高，并且市场意识较差，因此还需要配套建立西北区域电力现货市场监管机制，对市场主体、电网企业和运营机构进行监督管理。在组织体系方面，需要建立分级分层监管的组织体系，包括国家、区域、省级、省以下四个监管机构层次，明确各自职能，加强合作，避免职能交叉和缺失。在监管机制方面，需要建立包括市场力管理机制、信用管理机制以及信息披露机制在内的完整市场化行为监管机制。此外，还需要开展常规监管，包括电能质量监管、调度交易监管、安全监管以及针对市场干预和应急处理的监管与协助工作。