专家建议：
■ 要完善新型主体参与电力市场的方式机制，通过电源侧、电网侧、需求侧、储能侧等方面提升电力系统的灵活调节能力，适应大规模新能源并网的打开CPEM了解更多要求。
■有必要改善甚至重塑当前的电力市场。
中国西北地区风能和太阳能资源丰富。近年来，新能源装机容量呈现跨越式增长。西北电网新能源装机容量居全国区域电网首位。今年西北电网新能源总装机容量将超过火电，成为西北全网最大电源。这是记者在近日召开的西北地区新能源高比例发展研讨会上听到的专家声音。
与会专家认为，在二氧化碳排放峰值碳中和目标的指引下，西北新能源将进入大规模快速发展和高比例并网阶段。新能源的快速发展带来了巨大的消纳压力，迫切需要不断完善电力市场。
今年新能源将成为西北电网最大的电源。
数据显示，截至2021年底，西北电网新能源装机占比42%，发电量占比21%，远超全国新能源装机占比27%、发电量占比12%的平均水平，已经超过欧盟同期水平。2022年西北电网新能源最大日发电量占比35%，瞬时最大出力占比48%，均创历史新高。其中，青海省新能源发电量占比达到惊人的79%，比当时全省高出4个百分点。
交通大学教授李表示，在二氧化碳排放峰值碳中和目标和大型景区基地规划建设的新形势下，新能源在西北电网中的比重将进一步提高。预计2022年，新能源总装机容量将超过火电，成为西北地区最大的电源，西北电网也因此成为全国第一个新能源装机容量最大的区域电网，建成全国第一个区域新电力系统。预计到2025年，新能源装机达到2亿千瓦，占比超过50%，成为西北电网的主要电源。电力系统将在社会之前率先实现二氧化碳排放峰值。2030年，西北电网新能源装机容量将超过3.5亿千瓦。
同时，记者从研讨会上了解到，按照目前的增速，2025年西北电网新能源发电占比将超过1/4，2030年超过1/3，2045年达到50%。
新能源利用率连续五年面临逆转。
李告诉记者，2016年至2021年，西北电网实现了风轻弃率五连降、新能源装机和发电量五连升。但随着新能源的快速发展，五连涨势头有望在2022年止步。比如今年5月，甘肃省弃风率攀升至18.3%，青海省弃光率上升至16.3%。这些情况表明，西北地区新能源的大发展给电网带来了持续增长的压力。
业内专家认为，随着以沙漠、戈壁、沙漠为主的规模过亿千瓦的大型风电光伏基地项目上马，西北地区新能源用电压力将越来越大。
在李看来，制约西北地区新能源消费的因素是复杂的。其中，主要原因是功率平衡受阻和安全稳定受阻，分别体现在阻塞段和调峰上。其中，阻塞段主要指输电通道容量有限，西北电网内部网架结构为东西走向的长链结构，发电和负荷中心地理分布不均。调峰受阻主要是指系统调峰能力有限。根据近几年的数据，西北电网晚高峰时段电力缺口持续加大，白天调峰能力严重不足。
电力规划设计研究院副总工程师王说，目前，西北电网不仅是解列点和出口省份最多的区域电网，也是全国出口终端和电力资源最多的区域电网。很多送电地区有很多UHV DC，配套的供电和地方电网高度复杂。比如陕北规范建设的通道集中在延安、榆林等地区，这些地区的新能源比较分散。为了保证电网的安全稳定，对一个小地方电网进行了改造。当前更迫切的任务是如何未雨绸缪，实现存量与增量线路的协调，新能源配套电源与电网渠道的协调。
目前的电力市场规则是不充分的。
随着新能源在西北电网中的比重越来越大，电力系统面临着供应和消费的双重压力。此外，西北地区市场主体多样复杂，各类市场主体利益交织，搭便车现象明显。
对此，李建议，要完善新型主体参与电力市场的模式和机制，通过电源侧、电网侧、需求侧、储能侧等方面提高电力系统的灵活调节能力，满足大规模新能源并网的要求。同时，在遵循市场规律的前提下，要明确独立储能、需求响应、分布式光伏等新兴主体进入市场的方式及其作为独立市场主体的地位，通过价格机制合理有效地解决消纳问题，促进新型市场主体充分发展。
西北分公司专家陈天恩表示，新能源普及率从20%提高到40%，电网将面临更加严峻的挑战。在此背景下，现有的峰谷差价和辅助服务机制将无法引导源网、负荷和储电的协调运行，价格引导的投资信号将衰减，因此有必要重新完善甚至重塑当前的电力市场。
此外，业内专家还建议，跨省调峰可以增加区域互助空间，发挥区域间调剂能力，支持送端新能源发展，调动受端资源，提高送端电网灵活性。从负荷特性看，宁夏、甘肃、青海的最高负荷出现在冬季，陕西的最高负荷出现在夏季。各省(区)之间存在季节互补性。
