编者按：西北电网供电面积310万平方千米，覆盖全国近1/3的国土，是我国供电面积最大的区域电网，主网电压等级为750千伏，是我国运行电压等级最高的区域电网。新电改实施一年多来，西北五省区取得了明显进展。目前陕西、宁夏电改方案已报各自省区人民政府，各省区电力交易中心也已相继挂牌成立，其中宁夏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；同时，今年西北区域电力直接交易电量预计将达780亿千瓦时，约占区域用电量的13%。
但西北深入推进电改也面临多重现实阻力：当前西北地区在稳增长、调结构、保民生方面压力逐步加大；西北电力装机富裕，用电需求放缓，电力企业生产经营面临更大困难；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。这些都增加了电改政策的落地和推进电力市场建设的难度。
国家能源局西北监管局日前在西安召开西北电力市场建设工作研讨会，集思广益、凝聚共识，积极推进西北电力市场建设。期间，记者就西北推进电改与电力市场建设思路、任务、步骤等问题，专访了西北能源监管局局长、党组书记黄少中。
西北区域电力系统特点鲜明
记者：中发9号文及其配套文件的下发，拉开了我国新一轮电力体制改革的大幕。目前多地也结合政策要求和自身实际，开展了多种类型的电改试点和电力市场建设方面的探索。西北地区也在这方面开展了一系列工作。那么西北地区的电改有哪些地域特点？
黄少中：西北电力系统的特点比较鲜明。从电网结构和运行方面看，区域内省间联系密切。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。
同时，各省特性不同，全网互补性强。例如，区域内装机分布“西水东火”特点明显，而新能源则主要集中在河西走廊、青海海西等地。在用电特性方面，陕西、新疆峰谷差大，而宁夏、青海等高载能用电占比大，用电负荷则较为平坦；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。
记者：但西北地区出现的供需不平衡等新问题，备受关注。
黄少中：是的。这也是区域的重要特点。
目前区域发电装机较为富裕，电力明显供大于求。到今年5月底，区域内全网统调装机容量已达1.93亿千瓦，其中水电2871万千瓦、火电10460万千瓦、风电3688万千瓦、光伏发电2147万千瓦。但最大用电负荷仅为7300万千瓦，不到装机容量的38%。具体到新能源方面，“十二五”以来，区域内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%。其中，甘肃、宁夏新能源装机容量已超过本省最大用电负荷。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严重，问题较为突出。
区域另一大特点是，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%。
另外，从全国能源资源格局上看，西北地区能源蕴藏丰富，“十二五”重点开发的十四个煤炭基地中，西北有四个，八大石油基地中有三个，七大天然气基地有三个，同时西北也是我国风能、太阳能资源富集区域。目前，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。
区域和省(区)电力市场并重
记者：西北电力市场建设的总体思路是什么？
黄少中：我们提出的总体思路是：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。
这一总体思路的提出，遵循了中发9号文及配套文件要求，也综合考虑了前面提到的西北电力系统的基本特点。
记者：总体思路中提到了“建立健全市场化交易机制”。在西北电力市场建设中，现货交易和中长期交易的定位是？
黄少中：我们制定的是“以中长期交易为主、现货交易为补充”。
记者：但有观点认为，“无现货，不市场”。
黄少中：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。但建立现货市场需要具备一定条件，例如，市场主体对于规则的适应程度、技术实施系统的完备和政府的支持。
但实际上，在西北地区推行标准的现货市场，目前条件还不具备，难度太大。所以我们选择了渐进式的方式，即初期主要推动市场化的跨省跨区交易和省内中长期交易，通过中长期交易培育、发展市场，促进市场机制不断完善。
我们也高度重视现货市场建设，目前国家已将南网和京津冀地区作为现货市场建设试点区。从国家能源局的决定来讲，现货市场要求较高，不可能在六个区域市场同时推进。既然已经定了试点，那么我们就应该观察试点、学习试点、跟踪试点。只要试点成功了、西北地区条件成熟了，我们一定会推动区域现货市场的建设。目前制定的中长期交易为主的方案，是务实之选。
记者：“坚持区域电力市场和各省区电力市场并重”具体是指？
黄少中：省级电力市场具有推进改革的内生动力强劲、各参与主体容易形成共识、各方面工作易于协调推进等优势，而区域电力市场则有利于更大范围优化配置资源、促进新能源电量消纳、提高效率促进节能减排、电力系统安全稳定运行、解决市场力问题。
经过综合考虑，我们认为区域电力市场适合西北实际、利于解决突出问题、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。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，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。
两阶段推进
记者：西北区域电力市场建设有何具体工作计划？
黄少中：主要分为两个阶段，即近期工作和中长期工作。近期工作重点主要集中在四个方面：
首先，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。
其次，积极深化新能源跨省区交易。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。
再次，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，然后进一步缩短交易周期，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。
最后，继续推进区域辅助服务市场化建设。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。
记者：中长期工作包括哪些内容？
黄少中：预计经过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，重点推进组建西北区域电力交易中心、建立电力现货市场和容量市场等工作。例如，在现货市场方面，我们将在前期研究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。
总体来讲，通过两个阶段工作，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。
