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从7月1日起，吉泉直流(准东-皖南特高压直流)配套电源参与西北调峰辅助服务市场进入结算试运行，为后续天中直流（哈密南-郑州特高压直流）、灵绍直流（酒泉-湖南特高压直流）配套电源参与市场提供示范，标志着西北电力辅助服务市场进入新阶段。
随着2019年底陕西电力辅助服务市场启动试运行，西北区域电力辅助服务市场全面建成。截至目前，西北电力辅助服务市场已形成省间+省内市场相辅相成，火电、水电、新能源、自备企业、储能和用户多元参与的格局。据统计，西北区域调峰市场累计调峰23024笔，调峰电量122.36亿干瓦时，提升西北地区新能源利用率4个百分点。
据了解，国网西北分部在火电机组有偿调峰、启停调峰的基础上，创新开发了自备企业虚拟储能、用户有偿调峰、共享储能及水电机组有偿调峰等品种，市场主体多样性、品种丰富性在国内首屈—指。“西北电网正迈入新能源高效利用新时代，西北地区正在将资源优势转化为经济优势。”业界专家如此评价。
百家市场主体参与调峰
从2017年4月西北调峰辅助服务市场启动建设以来，共有102家市场主体通过区域调峰市场提供了服务，累计获得调峰收益34.98亿元，扩展了企业盈利模式。
“区域调峰市场有效激发了市场主体的动力和潜力，新能源企业实现减弃增发，有效提升了西北电网新能源利用率。”国网西北分部副主任韩悌表示，在市场的引导和激励下，各市场主体主动开展机组灵活性改造，提升了机组调峰性能，以获取更高的调峰收益。
据统计，目前西北电网并网火电机组平均可深调至4%-50%额定容量，累计释放深调能力760万千瓦，其中，66万干瓦机组的秦岭电厂可深调至20%。
引入用户调峰增加调节能力
西北电力调控分中心主任张振宇介绍：“西北区域调峰的最大亮点是引入用户调峰。在常规能源调峰过程中，我们分析发现‘源’侧调节成本不断增加，已触及新能源承受能力‘天花板’，为此，及时将目光投向‘负荷’侧。”经调研，西北网内高载能用户约占大工业用户的70%，容量高达3700万千瓦。国网西北分部在深入研究这些企业的用能特性后发现，高载能企业电费占成本30%-60%，均具有极高的电价敏感性。同时，铁合金、碳化硅、水泥等行业生产过程中具备近40%-100%的调节能力。
“在一定的市场化补偿机制激励下，部分高载能企业具备主动参与电网调节的能力和意愿。”西北电力调控分中心副主任马晓伟表示，“分析企业的综合成本后，我们建立了用户在不同时段参与电网调峰的市场化补偿机制，鼓励用户在新能源受限时增大自身用电负荷，释放新能源发电空间，获取辅助服务收益。”
截至目前，西北电网内已有14家高载能企业参与市场，合计调峰能力达53.2万千瓦，相当于12.25万台电动汽车充电桩同时充电，占北京电动汽车充电桩保有量的60%。14家高载能企业累计增发新能源3155万千瓦时，获取辅助服务收益530万元，间接降低企业电价1.04%-3%，助力企业提升产能1.3%-2%。市场成熟后，预计西北电网内仅高载能企业可提供约790万千瓦调峰能力，社会、经济效益可观。
创新设立自备企业虚拟储能
另一个值得关注的消息是，国网西北分部创新开发了自备企业虚拟储能。马晓伟介绍，虚拟储能是指运用市场手段，灵活转换自备企业用电、发电两种角色，实现自备企业双向大范围调节，发挥类似储能设备的充放功能，为新能源消纳挖潜创效。
西北电网内约有3817万千瓦发电装机、2711万千瓦负荷的自备企业，常年来都是自发自用、自我平衡，与主网交互极少。为了开发这一块巨大的调峰资源，国网西北分部从微观经济学理论出发，重组了自备企业盈利模式，创新设立了虚拟储能模式。
“具体来说，在新能源大发且面临限电时，通过减少发电出力或增大自备负荷储存新能源电量；在新能源少发且系统有消纳空间时，通过增加发电出力或减少用电负荷实现新能源电能支取。”马晓伟解释，该模式的优点在于不影响自备企业发用电总量，企业仅通过配合调节即可赚取一定费用。同时，因自备电厂调节成本不到0.01元/千瓦时，新能源企业只需支付低价成本，获取增发收益。
业内人士看来，虚拟储能模式打通了自备企业上、下网双向调节通道，不仅提高了电网调节水平，保障电网安全稳定运行，还加强了自备企业与主网的联系，提升了大电网的协调优化能力。
据了解，针对西北区域新能源高占比的特点，国网西北分部因地制宜引入虚拟储能现货模式，即自备企业可根据新能源发电情况进行实时储存。截至目前，西北电网内5家虚拟储能试点已累计增发新能源2.19亿千瓦时，预计全面推广虚拟储能现货模式后，可释放调峰能力约800万千瓦，相当于建设百万千瓦级抽水蓄能电站8座，节约国家投资600亿元。
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