從7月1日起，吉泉直流(準東-皖南特高壓直流)配套電源參與西北調峰輔助服務市場進入結算試運行，為后續天中直流（哈密南-鄭州特高壓直流）、靈紹直流（酒泉-湖南特高壓直流）配套電源參與市場提供示范，標志著西北電力輔助服務市場進入新階段。

隨著2019年底陜西電力輔助服務市場啟動試運行，西北區域電力輔助服務市場全面建成。截至目前，西北電力輔助服務市場已形成省間+省內市場相輔相成，火電、水電、新能源、自備企業、儲能和用戶多元參與的格局。據統計，西北區域調峰市場累計調峰23024筆，調峰電量122.36億干瓦時，提升西北地區新能源利用率4個百分點。

據了解，國網西北分部在火電機組有償調峰、啟停調峰的基礎上，創新開發了自備企業虛擬儲能、用戶有償調峰、共享儲能及水電機組有償調峰等品種，市場主體多樣性、品種豐富性在國內首屈—指。“西北電網正邁入新能源高效利用新時代，西北地區正在將資源優勢轉化為經濟優勢。”業界專家如此評價。

百家市場主體參與調峰

從2017年4月西北調峰輔助服務市場啟動建設以來，共有102家市場主體通過區域調峰市場提供了服務，累計獲得調峰收益34.98億元，擴展了企業盈利模式。

“區域調峰市場有效激發了市場主體的動力和潛力，新能源企業實現減棄增發，有效提升了西北電網新能源利用率。”國網西北分部副主任韓悌表示，在市場的引導和激勵下，各市場主體主動開展機組靈活性改造，提升了機組調峰性能，以獲取更高的調峰收益。

據統計，目前西北電網并網火電機組平均可深調至4%-50%額定容量，累計釋放深調能力760萬千瓦，其中，66萬干瓦機組的秦嶺電廠可深調至20%。

引入用戶調峰增加調節能力

西北電力調控分中心主任張振宇介紹：“西北區域調峰的最大亮點是引入用戶調峰。在常規能源調峰過程中，我們分析發現‘源’側調節成本不斷增加，已觸及新能源承受能力‘天花板’，為此，及時將目光投向‘負荷’側。”經調研，西北網內高載能用戶約占大工業用戶的70%，容量高達3700萬千瓦。國網西北分部在深入研究這些企業的用能特性后發現，高載能企業電費占成本30%-60%，均具有極高的電價敏感性。同時，鐵合金、碳化硅、水泥等行業生產過程中具備近40%-100%的調節能力。

“在一定的市場化補償機制激勵下，部分高載能企業具備主動參與電網調節的能力和意愿。”西北電力調控分中心副主任馬曉偉表示，“分析企業的綜合成本后，我們建立了用戶在不同時段參與電網調峰的市場化補償機制，鼓勵用戶在新能源受限時增大自身用電負荷，釋放新能源發電空間，獲取輔助服務收益。”

截至目前，西北電網內已有14家高載能企業參與市場，合計調峰能力達53.2萬千瓦，相當于12.25萬臺電動汽車充電樁同時充電，占北京電動汽車充電樁保有量的60%。14家高載能企業累計增發新能源3155萬千瓦時，獲取輔助服務收益530萬元，間接降低企業電價1.04%-3%，助力企業提升產能1.3%-2%。市場成熟后，預計西北電網內僅高載能企業可提供約790萬千瓦調峰能力，社會、經濟效益可觀。

創新設立自備企業虛擬儲能

另一個值得關注的消息是，國網西北分部創新開發了自備企業虛擬儲能。馬曉偉介紹，虛擬儲能是指運用市場手段，靈活轉換自備企業用電、發電兩種角色，實現自備企業雙向大范圍調節，發揮類似儲能設備的充放功能，為新能源消納挖潛創效。

西北電網內約有3817萬千瓦發電裝機、2711萬千瓦負荷的自備企業，常年來都是自發自用、自我平衡，與主網交互極少。為了開發這一塊巨大的調峰資源，國網西北分部從微觀經濟學理論出發，重組了自備企業盈利模式，創新設立了虛擬儲能模式。

“具體來說，在新能源大發且面臨限電時，通過減少發電出力或增大自備負荷儲存新能源電量；在新能源少發且系統有消納空間時，通過增加發電出力或減少用電負荷實現新能源電能支取。”馬曉偉解釋，該模式的優點在于不影響自備企業發用電總量，企業僅通過配合調節即可賺取一定費用。同時，因自備電廠調節成本不到0.01元/千瓦時，新能源企業只需支付低價成本，獲取增發收益。

業內人士看來，虛擬儲能模式打通了自備企業上、下網雙向調節通道，不僅提高了電網調節水平，保障電網安全穩定運行，還加強了自備企業與主網的聯系，提升了大電網的協調優化能力。

據了解，針對西北區域新能源高占比的特點，國網西北分部因地制宜引入虛擬儲能現貨模式，即自備企業可根據新能源發電情況進行實時儲存。截至目前，西北電網內5家虛擬儲能試點已累計增發新能源2.19億千瓦時，預計全面推廣虛擬儲能現貨模式后，可釋放調峰能力約800萬千瓦，相當于建設百萬千瓦級抽水蓄能電站8座，節約國家投資600億元。