中国储能网讯:电力体制改革实施一年多来，西北五省（区）政府及相关部门、电力企业、电力用户和社会各方面高度关注，积极推进并参与电力体制改革，取得了明显进展。五省（区）政府有关部门积极研究制定电力体制综合改革试点方案，陕西、宁夏方案已报省（区）人民政府，新疆、青海、宁夏、甘肃、陕西电力交易中心相继挂牌成立，宁夏2016~2018年输配电价已获批复、陕西输配电价监审工作正在开展，多家售电公司纷纷注册成立，目前西北区域已注册59家，其中陕西16家、甘肃7家、青海4家、宁夏15家、新疆17家；电力直接交易工作不断深入，预计今年西北区域交易电量可达780亿千瓦时，约占区域用电量的13%，市场优化配置资源效应正在逐步显现。
应该说，电力体制改革的号角早已吹响，政策措施正在进一步明确完善，许多地方开展了多种类型的电力体制改革试点并取得了积极成效，全社会对加快推进电力体制改革意识和期望日趋强烈，这些都是改革的有利因素。但我们也要清醒的看到，西北各省（区）政府在稳增长、调结构、保民生方面压力逐步加大；西北电力装机富裕，用电需求增长放缓，电力企业生产经营面临着更大的困难；同时西北经济发展相对落后，市场竞争意识不强，抵御市场风险的能力较弱，这些都对电改政策的落地和推进电力市场建设增加了难度，也提出了新的更高的要求。因此，我们认为在西北推进电力体制改革和电力市场建设是机遇与挑战并存，希望与困难同在。
西北电力系统的基本特点
西北电网供电面积310万平方千米，覆盖全国近三分之一的国土，是我国供电面积最大的区域电网，主网电压等级近年从330千伏升级到750千伏，是我国运行电压等级最高的区域电网。截至2016年5月底，西北五省（区）统调装机容量合计1.93亿千瓦，其中水电2871万千瓦，占总装机容量的14.87%；火电1.04亿千瓦，占总装机容量的54.17%；风电3688万千瓦，占总装机容量的19.10%；光伏发电2147万千瓦，占总装机容量的11.12%，其它145万千瓦，占总装机容量的0.75%。
西北电网的主要特点是：
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较强，各省对黄河综合利用等区域协调运行模式适应性较好，协同运行的意识较强。
各省特性不同，全网互补性强。装机分布西水东火特点明显，新能源主要集中在河西走廊、青海海西等地。用电特性方面，陕西、新疆峰谷差大，宁夏、青海等高载能用电占比大，用电负荷平坦。青海冬季黄河防凌、夏季水电大发，存在季节性调节需求，“十二五”期间省际年均交换电量达452亿千瓦时，区域电网错时错峰、互补互济的效果十分突出，优化资源作用明显。
装机较为富裕，电力供大于求。目前全网统调装机容量1.93亿千瓦，最大用电负荷仅为7304万千瓦，不到装机容量的38%，在汛期、供热期等时段机组运行方式安排困难较大。火电平均利用小时数总体呈下降态势，2015年全网平均4574小时，同比下降552小时，2016年一季度全网平均1118小时，同比下降116小时。
新能源发展快，弃风弃光严重。十二五”以来新能源装机容量迅速增长，目前比例已经超过水电，占全网装机的30.22%，甘肃、宁夏新能源装机容量已经超过了本省最大用电负荷，受网架结构、调峰容量和电量消纳空间等因素制约，甘肃、新疆、宁夏等省（区）弃风弃光问题较为突出。
用电结构单一，工业占比较高。2015年全区域第二产业用电量占比80.25%，比例最高的青海、宁夏分别达到92.05%、91.46%，比例最低的陕西也达到65.21%，社会用能的重工业化特征十分突出，用电主要集中在电解铝、铁合金、电石、碳化硅、水泥五大行业。
能源蕴藏丰富，外送特点突出。“十二五”重点开发的十四个煤炭基地中，西北有四个（陕北、黄陇、宁东、准东），八大石油基地有三个（长庆-延长、塔里木、准格尔），七大天然气基地有三个（长庆、塔里木、柴达木），西北同时也是我国风能、太阳能资源富集区域。西北网对网直流外送通道目前共有五条：与华中联网的宝德、天中、罗灵（背靠背）直流，与山东联网的银东直流，与藏中联网的柴拉直流，容量合计1671万千瓦，此外宁东-浙江、酒泉-湖南、准东-皖南、榆横-潍坊外送工程已经开工，在建容量超过3000万千瓦。西北电网已成为我国西电东送战略的重要送出基地，外送型特征十分明显。
西北电力市场建设基本思路
（一）西北电力市场建设总体思路
综合考虑西北电力系统的基本特点，以及当前较为突出的电力供应过剩、可再生能源消纳不足等问题，按照中发9号文及配套文件提出的市场建设的总体要求，我们提出西北电力市场建设的总体思路是：立足西北实际，尊重发展规律，坚持积极但不急于求成、灵活而又坚持原则的态度，坚持区域电力市场和各省（区）电力市场并重，协同发展；以开展跨省区电力市场化交易为重点，打破省际壁垒、实现区域资源优化配置；以实现协同发展和解决问题为导向，促进新能源消纳、电力余缺互济和节能减排；以建立健全市场化交易机制为手段，将能源和资源优势转化成经济优势。结合实际、由近到远、先易后难地逐步形成开放有序、竞争充分、规范有效的西北电力市场格局。
（二）西北电力市场建设模式选择
1.区域电力市场的优势
有利于更大范围优化配置资源。西北各省发电装机、电价水平、工业结构等互补性较强，区域电网能在更大范围内发挥电力电量的互济作用。
有利于促进新能源电量的消纳。区域市场可以缓解省内消纳能力不足、调峰资源有限等导致弃风弃光的问题，促进新能源电量在更大范围内消纳。
有利于提高效率促进节能减排。区域范围统筹考虑备用留取、开展控制区置换、充分发挥水电机组调峰调频等作用，可以有效降低全网旋转备用率，提高效率、促进节能减排。
有利于电力系统安全稳定运行。区域电网更有利抵御大容量直流闭锁、大规模风电脱网等冲击。
有利于解决市场力的不良影响。从整个区域来看，各发电集团所占份额均在允许范围内，比各省市场更有利于克服市场力，更加有利于公平公正开展竞争。
同时，从西北电网物理架构来看，西北750千伏主网架不断发展，跨省联络线输送能力较强，具备开展区域市场的物理基础，且全网长期以来统一调度运行，各省对区域协调运行模式适应性较好、协同意识较强，这些都是推进区域市场的有利条件。
2.省（区）电力市场的优势
推进改革的内生动力强劲。各省（区）政府及有关部门在当前经济下行压力较大的情况下，更加重视通过体制机制改革解决经济发展中存在的矛盾和问题，尤其是电力体制改革与稳定经济增长息息相关，因此各省（区）政府及有关部门推进省（区）市场建设的积极性更高。
各参与主体容易形成共识。各省（区）政府及有关部门、电力企业和电力用户在电力市场建设过程中立足本省，对省内亟需解决的有问题认识一致，容易就有关操作原则、市场规则、具体任务等达成共识。
各方面工作易于协调推进。省（区）市场建设仅涉及省内相关部门、电力企业及用户，无论是面上的工作还是点上的工作，协调难度较小，各项工作任务容易推动，效果相对直接明显。
综合考虑，我们认为区域电力市场适合西北实际、有利于解决突出问题、有利于行业科学发展，能够有效实现区域内资源优化配置，是推进西北电力市场建设的最佳方案，我们要坚定信念，朝着此方向努力迈进。同时，各省（区）电力市场是构成西北电力市场的重要组成部分。在中长期电力交易中可不分先后、协调推进，各有分工和侧重、互不排斥、相互包容，在着力推进区域电力市场建设的同时，积极开展省（区）电力市场建设，是当前推进西北电力市场建设的现实选择。
西北电力市场建设重点任务
（一）西北区域电力市场
1.近期工作
（1）深入推进市场化跨省跨区电能交易。与北京电力交易中心实现合理对接，在区域交易平台上基于实际需求开展季度、月度等交易，交易价格和电量均通过市场协商、挂牌等方式形成；重点做好青海跨省市场化交易，实现电力余缺互济；继续推进跨省电力直接交易，在核定输配电价或实施价格传导的基础上，2017年实现电力用户跨省购电。
（2）积极深化新能源跨省区发电权交易。在2014年华能酒泉风电和2015年华电甘肃新能源开展跨省、跨区发电权交易试点基础上，修改完善《西北电网新能源与火电发电权跨省置换交易暂行办法》，规范交易行为，力争在电量规模上逐年增加。利用罗灵、宝德等通道的闲置输电能力与区外购电主体开展市场交易，促进西北电力特别是新能源电力外送。探索新能源和区域外抽蓄电站联合优化机制，利用抽水蓄能储存弃风弃光电量，在促进新能源上网的同时增加系统调峰能力。
（3）进一步促进日前和实时交易市场化。修改完善《西北电网短期电能交易实施细则》，实现发电企业等市场主体直接参与日前和实时交易，2017年起缩短交易周期，由年度逐步过渡到季度、月度甚至日前，更好地发现价格信号，引导交易逐步向现货市场发展，同时积极研究现货交易机制，关注国内现货试点进展情况，为日后开展试点做好充分准备。
（4）继续推进区域辅助服务市场化建设。结合实际，积极开展跨省（区）辅助服务市场机制研究，力争在两年内建立区域电力调峰服务市场机制，通过辅助服务补偿的市场机制挖掘系统调峰潜力。调峰服务市场运行平稳后，根据需要逐步推进调频、备用等辅助服务市场，并在备用交易的基础上开展容量市场研究，探索通过报价出清形成容量电价的市场机制。
2.中长期工作
经过3至5年，待市场主体的竞争意识较为完善，跨省跨区交易机制对于优化配置资源、新能源消纳等作用初步显现，日前和实时市场参与主体多样，辅助服务市场初步形成后，重点推进以下工作：
（1）推进西北区域电力现货市场建设。从电力市场发展进程来看，现货市场是现代电力市场不可或缺的重要组成部分，是准确发现电力价格的必要手段，是实现电力电量实时平衡的最优方式，是成熟电力市场发展到高级阶段的重要标志。我们要在前期研究国外并借鉴国内试点经验的基础上，在“十三五”后期研究形成西北区域现货市场方案，积极开展西北区域现货市场试点，适时启动日前、日内和实时电能量交易。积极开展电力期货和衍生品交易研究，探索电力金融交易平台。
（2）组建西北区域电力交易中心。按照国家有关规定，借鉴其他试点经验，结合市场发展进程适时成立。
（3）推进西北区域电力容量市场。在区域电网开展容量电费申报，根据负荷需求预测和申报价格确定补偿容量和补偿价格，实现容量电价补偿固定成本、电量电价发现边际成本，通过市场引导主体理性投资，促进供给侧和需求侧协调发展。
经过以上两个阶段工作，西北将形成以中长期交易为主、现货交易为补充的电力电量平衡机制，容量、电量、辅助服务等各类市场机制较为全面，电力期货、金融和衍生品交易提供避险手段，各类市场主体全面进入市场，电力资源通过市场机制在区域范围内进行灵活、合理的配置，服务于五省（区）能源和经济社会健康协调发展。
（二)西北各省（区）电力市场
1.陕西省
（1）能源资源简况
陕西省一次能源富集，是我国重要的能源输出省，装机以火电为主，电力电量供应较为宽松，经济结构相对合理，三产、居民用电比重相对较大，上网电价和销售电价水平较高，地方电力公司在配售电市场规模较大。
（2）市场进展情况
陕西省电力交易中心已挂牌成立，输配电价监审工作正在实施，今年直接交易电量拟开展100亿千瓦时，上半年已签订50亿千瓦时电量合同。陕西省电力体制综合改革试点方案已由省发改委上报省政府。方案强调运用市场机制破解高电价等瓶颈制约，着力促进能源资源优势尽快转化为产业优势、竞争优势，在交易中心挂牌后抓紧推进股份制改造；尽快成立市场管理委员会，加紧研究制定交易规则；考虑到榆林电网的特殊性，可在榆林设立省电力交易中心分中心，抓紧研究制定售电侧改革具体方案，支持延安等地先行先试。
（3）相关工作建议
一是以深化电力直接交易和推进售电侧改革为突破口，继续完善直接交易办法和实施细则，通过扩大交易规模促进有序放开发用电计划；二是尽快制定陕西省增量配电和售电市场化有关办法，积极引入售电公司参与市场，利用地方电力公司的市场格局，在明确输配电价等基础上开展较为充分的配售电市场竞争；三是积极参与区域市场，通过区域电网优化系统运行方式，缓解用电峰谷差较大等因素对电网运行的影响。
2.宁夏自治区
（1）能源资源简况
宁夏煤炭、风能、光照资源较为丰富，装机以火电和新能源为主，产业结构较为单一，用电以高载能行业为主，上网电价低，电力外送占比较大。
（2）市场进展情况
宁夏2016~2018年输配电价已得到国家批复，交易中心已经挂牌成立，2015年直接交易电量169亿千瓦时，今年计划开展180亿千瓦时。宁夏发改委已向自治区政府上报了电力体制综合改革试点实施方案，方案明确宁夏改革分两个阶段实施，近期主要工作包括建立健全电力交易机制特别是深化电力直接交易，推进售电侧改革，在中宁等地试点园区型售电主体参与市场交易等；远期目标是：形成健全的市场规则体系，构建以中长期交易为主、现货交易为补充的市场体系，形成发售电主体多元、充分竞争的市场格局。
（3）相关工作建议
我们认为宁夏在推进市场建设的各方面条件较为成熟，建议一是落实自治区政府提出的全电量交易目标，探索电量偏差调整、新能源与火电调峰辅助服务补偿等市场机制；二是推进增量配电和售电改革，在中宁等工业园区发展分布式新能源智能微电网，让电力用户更多受益于改革成果；三是协同推进新能源与自备机组发电权交易、新增供热负荷直接交易等，利用政府财税政策、储能储热技术和大机组能耗优势降低用户用热成本，实现节能减排、提高发电负荷率。
3.青海省
（1）能源资源简况
青海省水能、光伏等可再生资源十分丰富，可再生能源发电比重较大，拉西瓦等主力水电厂是西北电网重要的调频、调峰资源。受燃料价格、海拔等因素制约，火电企业经营较为困难，产业结构较为单一，用电以高载能行业为主。
（2）市场进展情况
青海省电力交易中心已经挂牌成立，今年直接交易拟开展300亿千瓦时。电力体制改革工作方案已完成，明确了综合试点方案制定的时间安排、保障措施及责任分工，综合改革试点方案正在抓紧起草。
（3）相关工作建议
一是尽快制订形成电改综合试点方案上报；二是稳妥、有序推进今年的电力直接交易工作；三是推进增量配电和售电市场改革，特别是利用黄河水电公司在发电和用电侧的优势，在明确输配电价等基础上开展较为充分的配售电市场竞争。
西北电力市场建设措施建议
（一）相互配合，形成合力，共同推动改革任务落地。电力体制改革任务的落实，离不开地方政府及有关部门、电力企业的大力支持和配合，地方政府发改、经信、能源等部门是改革工作的主导者、参与者和实施者，在落实电力体制改革任务中具有重要的作用。西北能源监管局作为国家能源局派出机构，离地方近、离市场近、离企业近，在过去多年市场化建设中积累了不少经验，也具有较专业的人才和水平，大家共同推进电改任务落实和电力市场建设的目标一致，在工作中建议进一步加强沟通交流，互相配合，互相支持，形成合力，共同推进西北电力市场建设。
（二）加强监管，履行职责，促进电力市场规范运行。加强监管是中发9号文“三强化”的重要内容，是国家赋予能源监管机构的重要职责。有效监管能够保障交易公平、保护市场主体合法权益、保证市场建设不跑偏走形，在改革过程中具有重要的作用和意义。我局将切实履行职责，在市场交易中心组建及运行、电力市场管理委员会组建运行、售电侧改革、输配电电价改革等市场建设工作过程中，积极发挥专业监管机构的优势和专长，依法履责，加强监管，促进市场准入、信息发布、交易出清、电费结算等环节规范实施，为市场主体营造出公平竞争的市场环境，更好地推动国家能源战略和政策的落实。
（三）深入研究，积极参与，提高电力市场竞争能力。从近年西北乃至全国推进市场建设工作的实践来看，凡是重视市场、积极研究规则的企业，在竞争中都获得了较好回报，处于有利地位。随着市场建设的不断深化，各单位特别是发电企业应进一步提高对市场工作重要性的认识、改变依靠行政命令解决问题的惯性思维，进一步加强对市场机制和规则的研究，提高在市场中的竞争力和博弈能力。
（四）完善机构，发挥作用，健全章程完善运营规则。市场管理委员会是维护市场公平、公正、公开，保障市场主体合法权益和体现交易机构相对独立的重要组织机构，西北五省（区）交易中心都已挂牌成立，当务之急就是要尽快组建市场管理委员会，按电改配套文件的要求加快研究制定交易机构章程、交易规则和监管办法等，明确交易工作流程，加强监管，促进交易机构规范化运作，更好地服务于电力市场建设。
（五）开放市场，互利共赢，促进更大范围配置资源。“十二五”以来我国可再生能源得到了快速发展，甘肃、青海、宁夏、新疆新能源装机增速处于全国前列，但弃风弃光现象日益突出，消纳困难。建立市场化的消纳机制是促进新能源电量消纳的有效措施。建议各地进一步站在大局角度，摒弃壁垒封闭思维，建立市场开放意识，积极推进可再生能源消纳等市场机制的建立，促进资源在区域乃至全国市场优化配置，为新能源开发利用提供更大空间，谋求协同发展，带动能源结构进一步优化。
（六）结合实际，完善规则，指导各地市场建设工作。各地市场建设和开展电力交易的进度、规模、方式等不尽相同，但是基本原则、市场规则必须保持一致，才能保障工作规范有序开展。因此，国家层面有必要制定出台统一的市场规则、监管办法和市场管理委员会的指导意见。国家能源局已将《电力市场运营基本规则》《电力中长期交易规则》《电力市场监管办法》《售电公司准入与退出管理办法》《有序放开配电业务管理办法》等征求了各方意见，建议尽快完善并印发实施。同时建议国家有关部门进一步加强对各地市场电力建设的督促指导，保证电力市场建设工作规范有序开展。
