自2022年9月起，西北区域备用辅助服务市场保持不间断运行，市场主体积极参与、市场运行平稳有序，累计成交交易15000笔，成交电量64.62亿千瓦时，占同期西北省间短期交易六成以上，标志着西北区域辅助服务市场体系更加完备，区内备用资源跨省配置水平有效提升，市场建设取得又一阶段性成效。
西北区域是我国重要的能源基地，煤炭资源储量约占全国一半，风光资源储量约260亿千瓦，其中风电资源储量占全国三分之一，太阳能资源储量占全国近六成，是实现“碳达峰、碳中和”目标的主战场。在能源绿色低碳转型的时代背景下，西北区域新能源持续快速发展，截至2023年7月底新能源装机1.81亿千瓦，占总装机的47%，为网内第一大电源。
新能源快速发展对电网稳定、供电安全、系统运行成本等带来巨大挑战，特别是在西北五省区新能源装机均快速增长的情况下，分省独立平衡、资源就地消纳难度越来越大。因此，促进电力安全可靠供应、能源绿色低碳转型和高质量发展，必须充分发挥大电网资源优化配置平台作用，利用各省区负荷和新能源错峰效应，实现省间余缺互济、资源互补、市场互惠，促进区域内资源大范围优化配置。
2020年，为进一步激发市场活力、体现备用资源时空价值，西北能源监管局和国网西北分部组织西北地区电网企业、发电企业总结前期西北省间短期交易体系、调峰辅助服务市场建设成效，启动西北区域备用辅助服务市场建设。先后经过多轮模拟运行、试结算运行、规则讨论优化，于2022年9月启动西北区域备用辅助服务市场不间断试结算运行。2023年西北能源监管局正式印发《西北区域备用辅助服务市场运营规则》，西北区域备用辅助服务市场成为国内第二个正式运行的区域备用辅助服务市场。
西北区域备用辅助服务市场紧密贴合西北区情、网情，完善市场机制设计。一是构建三级阶梯价格机制，有效发挥价格信号引导作用。考虑各省区电力保供和新能源消纳场景，构建了“正常出清-保障性匹配-紧急支援”三级阶梯价格机制，有效解决了电力保供和新能源消纳场景下的“硬缺口”问题，积极引导市场主体科学评估成本、合理报价，更真实体现备用资源时空价值。二是定位配套电源买、卖双重角色，实现了直流控制区与主网双向互济。随着外送直流通道建设，西北网内在运直流配套火电近4000万千瓦、新能源超2000万千瓦，“十四五”期间还将投产近6000万千瓦直流配套电源，充分挖掘直流控制区与主网的双向支撑潜力，对服务西北与受端保供意义重大。为此，西北区域备用辅助服务市场建立“配套电源有富余能力可以卖电支援区内保供、配套电源发电能力不足可以买电保证直流稳定运行”的市场模式，充分挖掘配套电源富余调峰顶峰潜力，实现送、受端共享共赢。三是引入自备企业试点，助力降低用能成本。西北区域有超2000万千瓦燃煤自备企业具备调节能力，并且对电价高度敏感，是优质的调峰资源。前期已通过调峰辅助服务市场调动自备企业消纳新能源，此次再将自备企业引入西北区域备用辅助服务市场，进一步促进自备电厂参与电网调节。通过市场化机制设计，不仅利于自备企业降低购电成本、释放了市场红利，而且充分引入多元主体参与、激活了市场活力。
西北区域备用辅助服务市场运行以来成效显著。一是保障了五省区电力电量平衡。五省区通过备用辅助服务市场解决供电缺口57.95亿千瓦时，最大省间互济电力385万千瓦，保障了新能源资源极小、负荷高峰等平衡紧张时段的电力可靠供应。如青海在黄河来水偏枯导致去年至今年长期电量不足的情况下，通过备用辅助服务市场累计购电32.6亿千瓦时，有效补足了电量缺口。二是促进新能源更高水平利用。备用辅助服务市场与调峰辅助服务市场协调运行、相互配合，在发挥保供作用的同时也有效促进了富裕新能源省间消纳。备用辅助服务市场累计增发新能源6.67亿千瓦时，减少碳排放2902吨，与调峰辅助服务市场协同提升西北新能源利用率4.45个百分点。三是有力支撑区外保供。特别是在特殊保电关键期，昭沂直流输电工程控制区从西北电网购电3.09亿千瓦时，有力支撑了华北地区电力供应。
当前，正值全国迎峰度夏电力保供关键时期，西北能源监管局将继续组织西北区域电力企业，做好备用辅助服务市场的建设运营，实现备用资源更大范围优化配置、保障内供与外送，服务西北及全国电力保供。下一步，将坚决按照党中央、国务院关于能源发展改革战略部署和加快建设全国统一大市场的要求，不断完善区域电力市场体系建设，全面盘活各方资源，为服务国家能源安全、加快构建新型能源体系贡献更多西北力量。
