据能源圈了解到，2024年以来，西北地区新能源装机量、发电量持续增加，新能源正由装机主体向电量主体转变。

电力市场交易是促进西北地区新能源消纳的良方。近年来，西北地区已进行了一系列跨省跨区交易探索，包括中长期交易、现货交易，以及调峰、顶峰等省间辅助服务交易。2024年以来，跨省跨区新能源交易量持续上升。

然而，新能源的波动性、间歇性、反调峰特性和外送需求之间存在矛盾，受电省区晚高峰需求与送电省区午间大发富余电力外送能力不匹配，存在送电省区惜售严重等现象。

近日，由中国能源研究会双碳产业合作分会主办、自然资源保护协会（NRDC）支持的“促进西北新能源高比例发展专家研讨会暨西北电力圆桌项目启动会”（以下简称“研讨会”）在西安举办。会上，中国能源研究会双碳产业合作分会副秘书长、中国能源网副总经理张葵叶与中国能源研究会双碳产业合作分会研究员、中国能源网研究中心负责人于立东介绍了《促进西北新能源高比例发展亟需解决的关键问题——储能发展和电力跨省跨区交易机制研究》（以下简称《研究报告》）。

于立东说，在建设全国统一电力市场体系的背景下，未来西北地区跨省跨区交易呈现三个发展趋势：一是新能源消纳品种越来越丰富，支撑能源转型和“双碳”目标。二是深化市场化改革，推进电力中长期市场精细化。三是规范交易流程，维护市场秩序，助推交易组织水平提升。

01.装机电量持续增长

据国家电网有限公司（以下简称“国网”）西北分部最新数据，2024年夏季西北电网累计外送电量1067亿千瓦时，创历史新高，同比增长9.2%，7条特高压直流全部满送。其中，新能源外送电量335亿千瓦时，同比增长29%，占外送总电量的31%，同比增长近5%。

分省看，2024年1—9月，西北电网实现甘电外送428亿千瓦时，同比增长17%；宁电外送651亿千瓦时，同比增长4%；青电外送205亿千瓦时，同比增长56%，均创历史最高水平。

近年来，西北电网新能源发展迅速。截至2024年6月，西北电网新能源装机达2.32亿千瓦，占比超过52%，是国内新能源装机占比最高的区域电网。截至2024年9月，西北电网新能源发电量占比达到26.3%。

国网西北分部党委委员、副主任行舟在2024年电力市场秋季论坛上介绍，西北电网有望率先迈入新型电力系统时代。随着以“沙戈荒”为重点的大型新能源基地建设推进，预计2024年底，西北电网新能源装机将达到3.03亿千瓦，接近总发电装机的60%；预计2025年新能源装机4亿千瓦，发电量占比30%；2030年突破7.6亿千瓦，发电量占比50%，新能源实现装机主体向电量主体转变。

于立东在研讨会上说，通过有效的交易机制实现区域与省间电能互济和新能源高效利用，是促进西北新能源高比例发展亟须解决的关键问题。

据《国家电网报》报道，截至2024年9月底，当年西北电网完成跨区跨省清洁能源交易电量935亿千瓦时，同比增长26%；新能源省间市场化交易电量893亿千瓦时，同比增长24%。

02.惜售与送不出并存

然而，新能源特性与外送需求之间的矛盾，始终是达成跨省跨区新能源交易的挑战。

多位从业者认为，新能源随机性、波动性强导致难以准确预测其发电能力，在省间中长期交易刚性执行要求下，新能源波动偏差主要依靠省内灵活性资源调节，新能源电站参与市场化交易面临较大的偏差结算及考核风险，收益空间小，惜售现象严重。

不止如此，可再生能源消纳责任权重考核也导致送端省送出意愿低。于立东说，目前国家对各省可再生能源消纳责任权重主要按新能源装机占比确定，且逐年增长，送端新能源大省消纳任务重，而跨区送出的新能源电量计入受端省消纳份额，进一步加剧送端完成指标的压力。

2024年，陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆的非水电消纳责任权重分别为20.50%、27.50%、30.00%、30.00%、13.50%，大多高于全国平均水平。

在上述研讨会上，一位不具名专家表示，西北地区是全国能源转型的“主力军”，新能源外送也是国家提出的要求。“但是以往出现过西北新能源大省完成不了配额，年底被迫从‘对侧’买回来，这和新能源的‘流向’不一致。”

此外，多位从业者认为，因为光伏同时率高等原因，一省之内、一日之内，午间新能源大发“弃电”与晚高峰“缺电”可能并存。外送方面，购电省晚高峰需求与售电省午间大发富余外送能力同样不匹配。

这也导致了电价的“倒挂”。曾有青海电力从业者告诉《南方能源观察》，该省缺电时外购电价格高，而平时外送电价格低，省内发电企业收益下降的同时，用户用电成本在增加。

于立东说，受产业结构先天劣势、清洁能源内部竞争、非市场化定价等多方面影响，西北地区清洁能源上网电价普遍低于落地电价，外送电价格普遍低于外购电价格，挤压了外送能源的收益空间，外送电源成本回收困难。

他说，新能源的低可靠性与高外送需求存在一定的矛盾，如果新能源仅独立参与跨省区外送，那么可靠容量对应电量将极小，难以匹配现货交易曲线。为此，需要新能源与配套火电合力参与电力外送。然而，目前配套火电参与外送存在一系列问题，影响了高比例新能源大规模外送效率。

“外送通常‘低价多送、高价少送’，目前跨省跨区配套煤电机组多为大容量、高参数、低能耗、调节能力好的机组，其建设成本与运行成本较外送清洁能源更高，收益空间较小。”

03.引入“弹性”交易

所谓弹性交易，就是根据统计结果，允许新能源在小发时段调减交易量、大发时段调增交易量的交易模式。目前已在西北地区应用。

于立东建议推广弹性交易机制。针对可靠性高的电量，形成高价、固定执行的电量，针对可靠性低的电量，形成低价、浮动执行的电量。“浮动执行的电量允许在合理范围内不受偏差考核，激发购售双方的交易积极性，稳定外送基本盘。”

行舟介绍，开展中长期省间弹性交易机制创新，增加了跨省中长期交易电量签约率。2023年，弹性交易累计增送158亿千瓦时，占跨省交易电量的61%，弹性交易平均结算率81%，高峰时段实现支援电力350万千瓦。

上述研讨会上，另有不具名专家表示，目前弹性交易进行了三年，已逐步迈入深水区。“现在要去研究细化规则，什么能弹，什么不能弹，不能什么都弹。”

于立东说，针对可再生能源消纳责任权重导致送端省区惜售，建议均衡设定送受端承担权重，其中跨区外送清洁能源对应装机应纳入受端省份考虑。此外，建议考虑适时开放绿证二次交易作为补充，缓解送端配额压力，赋予绿证金融商品属性。“我们采用实际数据测算全国各省绿证交易数值，结果表明开放绿证二次交易能够促进各省更加均衡地分摊责任权重，极大促进可再生能源消纳。”

另有不具名专家建议，适当提高受端省区可再生能源消纳责任权重指标，让其更有动力购买西北绿电，也就此提高直流输电新能源占比，“让指标引导市场化发展方向”。

此外，有来自受端的专家介绍，省内有很多外向型企业，绿电需求强烈，但目前供应跟不上，未来希望能从西北购入更多的绿电。

与会专家还建议，在跨省交易区域市场基础上开展跨省绿电交易，通过发现环境溢价来保障西电外送。

关于电价“倒挂”，于立东建议，积极推动框架协议电量纳入跨区市场化交易，将政府间协商需要照顾多方利益的定价劣势，转化为充分反映供需形式的市场价格信号引导优势，解决外送清洁能源的成本回收难题。

此外，行舟建议，还要找准西北地区区域内省间市场定位。进一步发挥西北地区区内余缺互济、错峰互补作用，“对上”支撑跨区直流外送，“对下”服务省级现货运行。以跨区交易结果及省内市场平衡结果为边界，通过区内省间市场形成连续的96点价格信号，体现区内跨省互济的时空价值，引导主体跨省“保供应、促消纳”。