辅助服务市场建设：

从省内到跨省、从调峰到多品种交易

西北能监局市场处相关负责人介绍，2017年西北区域的甘肃、宁夏、新疆三个省级辅助服务市场建设试点工作陆续得到国家能源局批复同意，2018年以来均已经进入运行。以宁夏为例，2018年5月4日，西北能源监管局在银川召开了宁夏电力辅助服务市场试运行启动会，宁夏电力辅助服务市场正式进入试运行。截至8月底，宁夏新增调峰容量123万千瓦，深调补偿电量9143.42万千瓦时，补偿费用4032.95万元，均价0.4411元/千瓦时，降低新能源弃电率0.5个百分点。甘肃、新疆辅助服务市场也取得了较好的成效。

8月，西北能源监管局启动了青海辅助服务市场建设工作，计划2019年进入试运行，目前正在各省市场的基础上着力推进西北区域电力辅助服务市场建设工作，主要原则是坚持市场化改革方向，适应西北电力工业发展客观要求和电网安全、稳定、经济运行需求，遵循区域总体规划、有序分步试点的路线，进一步发挥市场配置资源的决定性作用，实现辅助服务的价格发现，建立并网发电企业、电力大用户等各类市场主体参与区域辅助服务的市场化补偿机制，调动各市场主体参与辅助服务的积极性，促进新能源电量上网消纳，保障电网的安全稳定与经济运行。

西北电力辅助服务市场建设具体分两个阶段，第一阶段(2018年底前)：实现跨省调峰试点市场试运行，初期以大容量、调峰能力较强的西北电力调控分中心直调火电机组、大型水电机组及虚拟储能提供商(大型自备企业及直流配套电源等)为试点，建设跨省调峰辅助服务市场。第二阶段(2019年及以后)：按照“成熟一个品种、纳入一个品种”的原则，首先将网内有一定调节能力的省调常规能源机组纳入跨省调峰辅助服务市场。其次，根据西北电力市场化进程，逐步增加调频等交易品种，及抽水蓄能、电储能、大用户、售电公司等市场主体。同时，根据电力现货市场等进展情况，实现与现货市场的有序衔接、平稳过渡。

第一阶段的跨省调峰市场品种暂定为有偿调峰交易、启停调峰交易和虚拟储能交易三种。通过跨省调峰辅助服务市场建设，实现资源在更大范围优化配置、通过大电网互济促进新能源消纳、实现新能源电量上网和火电企业盈利的共赢。据测算，跨省市场正式运行后，西北电网日均可跨省支援调峰电力约95万千瓦，全年新能源可增发电量20.8亿千瓦时，增加调峰收益约6.24亿元。

该负责人指出，西北跨省调峰辅助服务市场严格意义上是增量市场，是省内调峰市场的有益补充，不会影响省内调峰辅助服务市场的正常运行。省内市场是基础，在规则设计上优先于跨省市场的组织实施，市场主体在自愿的条件下参与市场。

虚拟储能实现环境效益

和经济效益的最大化

西北电网在国内首创自备电厂虚拟储能模式，运用市场手段，灵活转换自备电厂企业用电、发电两种角色，产生新能源灵活存取电的大规模虚拟储能效果。在不新增储能设施的情况下，当新能源大发且面临限电时，通过减少虚拟储能提供商机组发电出力储存新能源电量;在新能源小发且系统有消纳空间时，增加虚拟储能提供商机组发电出力实现新能源能的支取。

为提升区域内资源优化配置能力和配置效率，将虚拟储能纳入跨省调峰辅助服务市场。当虚拟储能提供商参与本省调峰后仍有增量调节能力时，可为新能源大发省份提供调峰服务，获取相关收益。前期开展的跨省虚拟储能参与日前市场，储能费采取定价模式，由国家电网西北电力调控分中心根据市场需求进行虚拟储能的调用。

为做好虚拟储能交易，国家电网公司西北分部首先对全网内的自备电厂进行了摸底调查，全面掌握了各自备企业的装机结构、上下网能力、负荷大小特性、替代意愿等具体情况。目前，西北电网自备电厂155座，其中发电部分288台机组，总装机3817万千瓦，占到西北发电总装机的29.53%，用户总负荷2711万千瓦，全网自备电厂实际下网最大功率约在400万千瓦水平，自备电厂可释放的调峰潜力巨大。

虚拟储能是在不影响企业原有电量的基础上，增加了储能费的额外收益，达到了以经济手段激励自备电厂和配套电源参与调峰。随着参与虚拟储能交易的企业逐步增多，下一步虚拟储能费将采用竞价方式确定，体现了市场优化配置电力资源的功能。据测算，通过自备电厂虚拟储能，可释放全网900万千瓦调峰能力，相当于建设百万千瓦级抽水蓄能电站9座，节省国家投资约600亿元,可以实现环境效益和社会效益的最大化。