中國儲能網訊：西北省間調峰輔助服務市場機制設計與實踐
馬曉偉1, 薛晨1, 任景1, 張小東1, 孟鑫羽2, 楊迎2, 汪洋2, 夏清3
（1. 國家電網公司西北分部，陜西 西安 710048; 2. 北京清能互聯科技有限公司，北京 100080; 3. 清華大學 電機系，北京 100084）
摘要：長期以來，西北電網棄風、棄光問題突出，西北各?。▍^(qū)）的電源裝機特性和用電特性具有互補互濟的特點，迫切需要建設調峰輔助服務市場以消納更多的清潔能源。重點介紹西北省間調峰輔助服務市場的設計背景、基本原則與基本理念，并針對市場品種設計機理進行深入探討?；凇罢l受益，誰承擔成本”的原則，設計考慮調峰效用的費用分攤方式，在一定程度上保證市場運行的公平性。通過算例以及實踐運行表明，所設計的市場機制有助于促進省間調峰資源在西北區(qū)域實現優(yōu)化配置。
引文信息
馬曉偉, 薛晨, 任景, 等. 西北省間調峰輔助服務市場機制設計與實踐[J]. 中國電力, 2021, 54(6): 2-11.
MA Xiaowei, XUE Chen, REN Jing, et al. Design and practice of inter-provincial peak regulation auxiliary service market mechanism for northwest china power grid[J]. Electric Power, 2021, 54(6): 2-11.
引言
西北地區(qū)是能源資源聚集地之一，擁有豐富的風力資源和充足的光照環(huán)境，是發(fā)展風電、光伏等新能源的良好地帶。在國家政策的大力扶持下，西北區(qū)域的新能源發(fā)展迅速，對電力系統的運行、規(guī)劃和發(fā)展帶來了顯著的影響。截至2019年年底，西北電網新能源累計裝機容量10309萬kW，棄光率同比下降2.3個百分點至5.9%，棄風率同比下降5.2個百分點至5.3%[1-2]。盡管外送通道的建立為促進清潔能源消納提供了一定空間，但隨著清潔能源裝機容量的不斷提升，傳統的調度模式不能解決調峰利益分配問題，不能從根本上調動網內機組參與調峰的積極性。因此，迫切需要采用市場機制進行利益合理分配，實現調峰資源的優(yōu)化配置。
調峰市場對調節(jié)電力負荷峰谷差、有效促進清潔能源消納具有重要作用，是近年來學者研究的重點與關注的熱點。文獻[3-4]分析了華北電網和東北電網電力調峰輔助服務市場的運營規(guī)則及運營狀況；文獻[5]對比分析了中國傳統調峰補償機制、東北及華北調峰市場補償機制，并提出了適用范圍更廣泛的調峰市場機制；文獻[6-8]研究了調峰市場的成本定價與費用分攤機制；文獻[9]建立了風電并網系統的區(qū)域間調峰互濟調度模型，利用不同區(qū)域調峰能力差異解決系統調峰壓力；文獻[10]分析了不同情況下燃煤機組調峰效益；文獻[11]分析了深度調峰變化工況下，330 MW火電機組協調控制方法。雖然以上文獻針對某些地域或從不同角度分析了調峰輔助服務需要探討的問題，但針對西北調峰輔助服務市場討論并不多。
本文緊密結合西北電網實際情況，介紹西北省間調峰輔助服務市場的設計原理與基本理念，分析市場品種以及市場費用分攤的設計機理，采用算例分析西北調峰輔助服務市場費用分攤的原理，并結合評價指標，對西北電網調峰市場運行效率進行分析。
1 市場設計的基本原則和基本理念
1.1 基本原則
西北省間調峰市場必須遵循的基本原則如下。
（1）解決新能源消納矛盾，豐富電網調峰品種，深挖電網調峰空間。
（2）省間調峰市場在省內調峰市場之后開展，省內資源優(yōu)先滿足省內調峰需求。
（3）依據“誰受益，誰承擔成本”的原則，考慮市場主體經濟承受能力，進行費用分攤。
1.2 基本理念
從西北各省電源特性來看，在西北區(qū)域內，陜西火電裝機容量占比最高，占該省裝機容量的73%；甘肅新能源裝機占比最高，而省內用電負荷增長乏力；青海水電裝機占比最高；新疆的總裝機容量最大，且火電的裝機容量占比較高；寧夏的水電機組較少，大部分為火電以及新能源機組。從負荷特性分析來看，寧夏、甘肅、青海最高負荷出現在冬季，陜西最高負荷出現在夏季，各省之間在季節(jié)時間尺度上存在互補特性；從日內負荷特點來看，陜西、甘肅負荷變化相對較大，其余各個?。▍^(qū)）日內負荷相對比較平穩(wěn)；從最低、最高負荷日內時間分布來看，各省冬季最高負荷時間較為統一，調峰較為困難，而夏季最高（低）負荷、冬季最低負荷均存在時間差異，有利于省間通過電網調度，消納更多可再生能源。
西北電網各省資源互補、負荷特性的差異給實現跨省調峰提供了基礎，同時，調峰資源也成了西北電網真正的稀缺資源。西北電網調峰困境的核心問題在于新能源裝機容量過高，新能源的反調峰特性對于年用電量較低的西北電網造成極大的消納及調峰困境，而網內火電機組長期處于壓出力運行，經濟利益得不到合理保障。因此，西北調峰市場的基本理念為：在利用省間調峰資源互補的基礎上，調節(jié)調峰供求雙方經濟效益分配，給予調峰機組合理補償，從而實現西北電網新能源積極消納與調峰市場健康持續(xù)運行。
在進行市場機制設計時，一方面，要充分發(fā)揮稀缺資源的價值，必須從市場交易品種的設計以及參與方式出發(fā)，為具備調峰能力的機組設計與之相適應的市場品種以及市場參與方式，充分激勵機組參與調峰市場；另一方面，從市場費用分攤來看，調峰需求省的省內所有電源企業(yè)都有承擔電網調峰的義務，即跨省調峰費用應該由省內所有機組進行分攤，各類機組的分攤方式，既要符合科學、合理的原則，又要“以分攤促消納”，從分攤角度間接激勵機組參與調峰。
因此，如何結合西北電網特性，設計滿足各類機組運行特性的市場品種；如何調配各類機組分攤比例，滿足市場設計的激勵相容原理是需要重點考慮的問題。
2 市場規(guī)則設計
2.1 市場品種
火電機組可以通過“調減出力”方式提供調峰服務。一般情況下，火電機組最小技術出力為50%負荷率，低于最小技術出力范圍時，火電機組由于燃燒不穩(wěn)等原因需要增加燃燒成本。因此，應以50%負荷率為分界點，對火電機組提供的調峰服務加以區(qū)分。另外，各省火電機組參與跨省調峰將對省內火電機組發(fā)電量產生影響，需要兼顧火電機組年度基數電量合約的完成情況。
水電機組具備一定的調節(jié)能力，但是由于西北區(qū)域內黃河等梯級流域的限制，單臺水電機組或單座水電廠參與調峰勢必影響上下游水電機組出力計劃，水電機組參與調峰需要兼顧梯級流域的影響。
西北電網除水電及火電機組之外，還有總裝機容量3817萬kW自備電廠，占西北發(fā)電總裝機的29.53%。自備電廠目前參與市場的方式主要為發(fā)電權替代[12-13]。發(fā)電權替代的方式是從中長期時間維度出發(fā)，由自備電廠與新能源企業(yè)簽訂合約，約定發(fā)電權交易的量價，在一定程度上促進了新能源消納。從自備電廠機組類型來看，自備電廠具備參與系統調峰的潛力。針對自備電廠的特殊性，需要設計相應的調峰市場交易品種，激勵自備電廠參與調峰市場。
考慮上述因素，在進行市場設計過程中，西北省間調峰輔助服務市場設計了有償調峰、啟停調峰、虛擬儲能3類市場品種。下面主要對有償調峰以及虛擬儲能進行重點闡述。
2.1.1 有償調峰
有償調峰包括火電機組有償調峰以及水電機組有償調峰。考慮到火電機組50%負荷率的界限以及基數電量完成的約束，在火電機組的有償調峰中，本市場設計中主要考慮：50%負荷率及以上產生的調峰電量予以追補，并以月度為單位進行滾動平衡；而50%負荷率以下產生的調峰電量不予追補，作為替發(fā)電量，從當月發(fā)電計劃中核減。
對于參與省間調峰的50%負荷率以上的火電機組，總發(fā)電量保持不變，并能從調峰市場獲取一定收益。在50%負荷率以下的火電機組深調方式，發(fā)電量不進行追補，本質上進行的是發(fā)電權替代交易。在火電機組參與調峰市場機制設計中，不對火電機組參與省間調峰的形式進行“一刀切”劃定，使得各市場主體可以根據基數電量完成情況，合理選擇參與調峰市場的方式，清晰評估其在不同負荷率下參與市場帶來的效益，充分發(fā)揮市場主體的自主選擇權。
在水電機組有償調峰中，西北電網具備調峰條件的大型水電廠一般分布于黃河上游，隸屬同一水電企業(yè)，且均是“以水定電”的模式運行，即分中心根據黃河水利委員會的水庫計劃確定月度發(fā)電計劃。因此，網內水電機組可以以“群”模式參與有償調峰，即將參與調峰的水電機組群當作一個電廠，由調度機構整體把控出力調整計劃，根據水電機群的可調節(jié)容量，參與調峰市場申報?！叭骸蹦Ｊ綖樗姍C組參與調峰提供了可行方式，進一步挖掘了系統調峰能力。
2.1.2 虛擬儲能
針對自備電廠參與調峰，本市場設計過程中提出了虛擬儲能交易模式。
自備電廠發(fā)電權交易中，當新能源電量賣出價格低于自備電廠自身發(fā)電成本與輸配電費用之和時，自備電廠可獲得相應的價差收益[12]。隨著棄風棄光電量的下降，新能源電量賣出價格會相應提升。當自備電廠發(fā)電成本與輸配電費用之和等于新能源電量賣出價格時，自備電廠不再從發(fā)電權交易中獲利。此時，自備電廠不再參與發(fā)電權交易，即無法促進新能源消納。
基于上述情況，在本市場設計過程中，提出虛擬儲能交易模式。虛擬儲能交易模式是在日前或更短時間維度上，通過自備電廠與新能源之間替代發(fā)電，在新能源大發(fā)時，自備電廠削減出力，而新能源發(fā)電低谷時，再多發(fā)出力，追補自備電廠計劃電量，自備電廠總電量計劃保持不變。虛擬儲能本質上是通過自備電廠發(fā)用電計劃的“時空平移”，實現新能源靈活存取的儲能效果。在日前階段，自備電廠根據自身生產計劃以及發(fā)電預計劃，向本省（區(qū)）電力調度機構提交次日虛擬儲能曲線，即帶時標的跨省可調峰電量。本省調度機構將通過安全校核的自備電廠虛擬儲能計劃提交至分中心。分中心將虛擬儲能可調峰能力與實際跨省調峰需求進行匹配出清，并將出清結果下發(fā)至各?。▍^(qū)）電力調控中心。各?。▍^(qū)）電力調控機構據此修改省內自備電廠次日出力計劃，自備電廠按照調度下發(fā)的出力計劃進行發(fā)電。具體交易流程如圖1所示。
圖1 自備電廠參與虛擬儲能交易流程
Fig.1 Flowchart for self-provided power plants to participate in virtual energy storage trading
在費用結算設計環(huán)節(jié)，針對自備電廠上下網電價不一致問題，虛擬儲能建議采取“上下網電量不變+虛擬儲能服務費”的方式對自備電廠進行結算，即在自備電廠上下網各部分電量不變的基礎上，自備電廠參與虛擬儲能可根據參與電量獲得虛擬儲能服務費。該種結算方式有效規(guī)避了上下網電價不一致對自備電廠造成的損益。由于上下網電量不變對企業(yè)自身生產計劃影響較小，有效激發(fā)了自備電廠參與調峰的積極性。
在市場起步初期，虛擬儲能模式以試點進行推廣，且出力調整計劃以調度機構進行安全校核后執(zhí)行。
2.2 市場費用結算
市場費用結算涉及市場主體的切身利益，是市場主體關注的重要環(huán)節(jié)之一。對于調峰提供方，市場費用的結算可以直接依據市場出清價格以及實際執(zhí)行效果進行結算。本節(jié)主要分析調峰接受方的結算方式。
依據“誰受益，誰承擔成本”的原則，所有電廠都有承擔電網調峰的義務以及責任。對于不承擔或無法承擔電網調峰的電廠，應作為分攤方承擔本省跨省調峰需求的費用。因此，西北跨省調峰費用分攤方主要為省內負荷率大于深度調峰基準（初期為50%）的火電廠、無法承擔調峰的風電場和光伏電站以及部分省份如甘肅、青海的水電廠。
各類電源的分攤系數是市場接收方最重要的可變參數之一。各省可以根據省內各類電源企業(yè)的情況執(zhí)行不同的分攤系數。西北各省區(qū)的分攤方法基本一致，只是具體分攤系數略有不同。以火電機組以及新能源機組為例，介紹西北省間調峰市場費用的分攤方式。
機組主要通過并網發(fā)電獲得電能量收益，從調峰市場角度來看，分攤金額與發(fā)電量密切相關，各電廠調峰分攤金額與發(fā)電量呈正相關關系，需要結合不同電源類型進行電量修正。即有
式中：Ai 為第 i 臺機組應承擔的省間調峰費用；Di 為第 i 臺機組修正發(fā)電量；Df_all 為省內參與分攤的所有火電廠修正后的總發(fā)電量；EN_all 為參與分攤的所有風電場、光伏電站修正后的總發(fā)電量；A 為需求省參與省間調峰需要承擔的總金額。
各類電源電量修正方式應結合不同電源收益方式進行綜合評定。
（1）火電廠分攤方法。火電機組運行在不同負荷率對應的煤耗不同，50%負荷率以上火電機組隨負荷率的升高，其邊際煤耗處于下降趨勢。因此，參與分攤的火電廠應根據深度調峰交易期內的實際負荷率，依次加大分攤比重。本市場設計過程中，根據西北火電機組平均負荷率情況，分3檔（負荷率在低于60%、60%~70%、高于70%，修正系數依次為k1，k2，k3）加大分攤比重，進行“階梯式”分攤。具體修正方式為
3 相關問題探討
3.1 與華東、東北、華北省間調峰市場的區(qū)別
表1從市場定位、市場品種、出清方式、分攤對象對華東、東北、華北與西北調峰市場進行對比。
表1 華東、東北、華北、西北調峰市場的區(qū)別
Table 1 The peak regulation differences between east China, northeast China, north China and northwest China
各區(qū)域調峰輔助服務市場本質上都是以促進新能源消納以及保障電網安全穩(wěn)定運行為首要目的。在市場品種設計上均以火電機組有償調峰為主；在出清方式上，華東、華北調峰市場執(zhí)行統一出清，而東北和西北調峰根據機組負荷率不同，區(qū)分不同等級的調峰檔位進行出清。在分攤對象上，華東調峰市場未區(qū)分不同類型機組，按照“電量分攤”的原則進行費用分攤；東北、華北、西北電網考慮不同類型機組的特性，區(qū)分了不同類型機組的分攤方式。相比于華東、東北、華北調峰市場，西北電網提出虛擬儲能調峰市場品種，將自備電廠納入調峰市場提供方，有效擴充調峰市場主體范圍，提升系統調峰能力。
3.2 調峰市場與現貨市場的關系
調峰輔助服務本質以及定位是以市場的方式促進可再生能源消納，尤其是針對隨機波動性比較大的風電和光伏。而現貨市場的本質為通過市場競爭方式，反映不同時空下電力資源所具備的價值。兩者都是通過市場競爭形成合理的補償價格，實現調峰資源或電力資源的優(yōu)化配置。
從開展時序來看，2個市場開展時序為“先現貨、后調峰”，調峰市場和現貨市場相互獨立，單獨出清。省內現貨市場出清決定機組次日分時出力計劃以及對應的電價，當省內現貨出清結束之后，有調峰需求的情況下組織調峰市場交易，通過非可再生資源（主要是火電機組）下調出力，得到調峰市場對應的價格和新增消納空間，以促進可再生能源消納。
與此同時，根據中國“統一市場、兩級運作”的市場建設框架，省間市場出清結果作為省內市場開展的邊界條件[15-16]。省間現貨市場的定位是進一步挖掘省間通道輸電潛力，促進可再生能源消納。然而，省間調峰市場本質上是通過進一步挖掘非可再生能源調峰能力，提升可再生能源消納空間，2個市場之間存在一定的重復性。隨著省間現貨市場的建立，很可能擠壓省間調峰市場交易空間。
4 市場分攤算例及運行實踐分析
4.1 分攤修正系數算例分析
以裝機容量1000 MW、600 MW和330 MW的燃煤火電廠為樣本，利用其在不同負荷下的發(fā)電煤耗量測數據分析火電機組在不同負荷率下的平均發(fā)電煤耗，分析結果如圖2所示。
圖2 不同負荷率下火電機組的平均發(fā)電煤耗
Fig.2 Average power generation coal consumption of thermal power units under different load rates
現以某日兩省之間的跨省調峰為例，進行分攤系數的測算。假設根據日前發(fā)電計劃，以1 h為考察期，在日內T時段A省涉及調峰費用分攤的發(fā)電機組的負荷率及發(fā)電功率如表2所示。表中3臺機組根據平均發(fā)電煤耗曲線計算其發(fā)電成本。
表2 機組日前計劃負荷率及發(fā)電功率
Table 2 The day ahead planning load rate and power generation capacity of generator units
以西北五省之一的甘肅省為例，2018年全省風電發(fā)電量為228.96億kW·h，光伏發(fā)電量為92.97億kW·h，棄風、棄光量分別為54.47億kW·h和10.4億kW·h。參考甘肅省的新能源發(fā)電及棄風棄光情況，假設A省風電計劃發(fā)電功率為230 MW，光伏發(fā)電計劃功率為100 MW，新能源場站因天氣變化的原因，在T時段的最大出力預測值將大于計劃出力值，調用完省內調峰市場出清的調峰資源后，仍存在54 MW·h的棄風和14 MW·h的棄光電量。
為消納棄風、棄光電量，A省作為調峰需求省，通過跨省調峰市場購買省外調峰資源消納本省64 MW·h的富余可再生能源。B省作為調峰供給省，通過下調省內火電機組出力為A省提供調峰容量，交易出清電價取西北電網火電跨省調峰歷史平均出清電價192.01元/（MW·h），則A省需要支付的調峰費用為12250元。
若A省不購買跨省調峰資源，則需要對負荷率大于有償調峰基準的火電1、火電2和火電3的計劃出力值統一下調至同一負荷率，調整后的發(fā)電計劃如表3所示。
表3 不購買調峰容量后機組計劃出力值
Table 3 The planned output value of generator units without purchasing peak load adjustment capacity
測算A省火電機組的調峰效用時參照甘肅省相關參數，火電上網標桿電價取甘肅省2018年的297.8元/（MW·h）；依據2018年12月甘肅省的電煤價格指數501.55元/t，得到標煤價格為638.34元/t。根據式（6）計算得到各火電機組的運行費用及調峰效用如表4所示。
表4 A省火電機組的調峰效用
Table 4 Peak regulating utility of energy-saving thermal power units in Province A
測算風電和光伏發(fā)電電量修正系數時同樣以甘肅省為依據，2018年甘肅省風電和光伏的實際利用小時數分別為1807 h和1397 h，國家核定保障性收購小時數分別為1800 h和1500 h。根據式（12）、（13），風電和光伏發(fā)電的修正系數分別為1.007和0.897。
根據式（10）求解方程組，得到各修正系數需滿足的關系為 k2=1.5k1，k3=2.3k1 。
市場初期，為確保新能源能獲取一定的調峰收益，并減輕調峰費用的分攤壓力，考慮到新能源單位上網電量分攤的調峰費用不超過火電機組的單位上網電量的分攤費用，針對平均負荷率在第1檔的火電機組，其修訂系數應當不小于新能源的修訂系數，同時該檔位的火電機組負荷率接近有償調峰基準，不應過多承擔調峰費用，k1可等于新能源的修訂系數。在本算例中，風電的修正系數為1.007，因此k1取近似值為1，A省各跨省調峰費用分攤主體的修正系數、修正電量和分攤費用的測算結果如表5所示。
表5 考慮電量修正后的分攤結果
Table 5 The allocation results after electricity revision
當不考慮電量修正時，即每個調峰費用分攤主體的修正系數均為1，按實際發(fā)電量分攤調峰費用，則分攤結果如表6所示。
表6 不考慮電量修正的分攤結果
Table 6 The allocation results without considering electricity revision
由此可知，基于修正電量確定的跨省調峰費用分攤結果，不僅能使省內有償調峰基準以上的火電機組獲得一定的凈調峰效用，以保證跨省調峰交易的可持續(xù)性，同時能使各火電機組單位未調峰電量分攤的一致，實現火電企業(yè)“少調峰多分攤”，從而保證調峰費用分攤的公平性。
4.2 市場運行情況分析
截至2019年年底，西北省間調峰輔助服務市場有償調峰交易6230筆，調峰電量40.26億kW·h，調峰費用共計52621.65萬元。除此之外，啟停調峰9臺次，合計費用1080萬元。虛擬儲能目前以甘肅蘭鋁電廠為試點，總計調峰電量2297.5 MW·h，費用11.51萬元。全年各月市場交易情況如圖3所示。相比于市場開展前，預計年度有償調峰空間為95.81億kW·h。市場開展初期，有償調峰交易電量占預計有償調峰空間的42%左右，說明所設計的調峰市場機制能有效促進市場主體挖掘調峰空間。
圖3 西北電網調峰輔助服務運行情況
Fig.3 Operation of peak regulation auxiliary service in Northwest Power Grid
調峰市場交易主要集中在4月—11月，而11月—次年3月，省間調峰需求量較少。主要由于冬季光伏電站發(fā)電量減少，且西北區(qū)域內冬季采暖負荷需求增大。
4.3 市場運行評估指標分析
根據市場實際運行數據，從2項典型評價指標[17-20]分析西北調峰輔助服務市場運行效果。
4.3.1 勒納指數LI
價格是反映市場勢力的一個重要指標，但在不同市場中，甚至是同一市場的不同時段，價格都會發(fā)生變化。一個較好的方法是將電價與發(fā)電邊際成本相比較。如果價格明顯高于邊際成本，則說明存在市場力。任何企業(yè)經營的目的都是利潤最大化，企業(yè)應獲取合理的利潤，因此價格可以比邊際運行成本高。勒納指數反映價格與邊際成本的相對水平，根據輔助服務的市場交易價或者合同價和其生產成本，得到輔助服務市場的勒納指標為
勒納指數LI在0和1之間變動。在完全競爭市場中，價格等于邊際成本，勒納指數為0；在完全壟斷市場中，勒納指數會大一些，但不會超過1。勒納指數越大，越趨于1，則市場競爭程度越低，壟斷性越強，市場效率越差。根據相關數據分析，西北調峰輔助服務市場一檔火電有償調峰電量占比85%左右，其勒納指數LI為0.167；二、三檔火電有償調峰的勒納指數有所升高。在西北調峰輔助服務市場在初期運行階段，市場壟斷性較弱，市場競爭度良好。隨著十三五期間新能源裝機規(guī)模的擴大，市場調峰需求量將不斷攀升，考慮適當通過擴大調峰供給方規(guī)模、改善機組性能等措施，保持西北調峰市場良好競爭度。
4.3.2 價格波動性指標
區(qū)域輔助服務市場的交易價格隨市場供需情況而變動，價格的波動性[21]直接影響市場成員在參與市場過程中的收支情況，給市場成員帶來一定的風險。價格波動性作為衡量市場風險性的一項重要指標，主要反映的是市場成員參與市場交易的收益與虧損的不確定性。價格波動性可以用統計學中的標準差 σ 來衡量，表示為
式中：Xi 為某輔助服務商提供的輔助服務的成交價格；圖片表示期望值；n 為輔助服務市場中輔助服務成交商的總個數。
西北電網2019年上半年市場出清價格標準差如圖4所示。
圖4 火電、水電價格1—5月波動情況
Fig.4 Price fluctuation of thermal power and hydropower from January to May
由圖4可知，水電及火電一檔、二檔的有償調峰出清價格標準差均小于0.1，波動性??；火電三檔有償出清價格由于申報價格區(qū)間上下限差異較大，不同機組采用不同的報價策略，因此波動性較大但符合預期。總體來看，西北省間調峰輔助服務市場出清價格穩(wěn)定，波動性小，市場風險較小，有利于吸引市場主體參與市場交易。
5 結語
長期以來，棄風棄光率高居不下一直是西北電網亟須解決的重要難題。西北省間調峰市場的建立，為深挖區(qū)域內機組調峰能力，解決新能源消納困境提供了市場化手段。同時，西北省間調峰市場將水電機組以“群”模式納入省間調峰市場，并根據西北大工業(yè)用戶特性，首次提出自備電廠虛擬儲能消納機制，充分挖掘區(qū)域內電網調峰空間，符合國家清潔能源消納計劃的要求。
目前西北省間調峰市場采用的是接收方報量不報價的形式，一定程度上不利于市場主體充分開展市場自由競爭。隨著市場主體意識的發(fā)展成熟，有望通過增設市場品種與市場主體，進一步建立健全市場機制。
