目前共享储能的交易模式分为双边交易、集中交易，此外在电网需要调峰资源的情况下，调度机构可以按照电网调用电储能调峰价格，调用储能设施参与青海电网调峰。

这里幅员辽阔、可再生资源富集、新能源发电发展迅猛，是国内新能源发电装机占比和发电量占比最高的区域，创造了“绿电15日”全清洁能源消纳世界纪录，新能源利用率从2016年的71%提高到2019年的92%，已经迈入清洁能源高效利用新时代。

这里是火电、水电、新能源、自备机组、电储能和电力用户全面参与的电力辅助服务市场，已形成发电企业、电网企业、用电企业、独立辅助服务提供商等多方受益的良性循环。

这里是有效发现需求侧响应变化和备用价值，提高系统安全稳定运行的电力市场体系，已开展有偿调峰、启停调峰、共享电储能、虚拟储能、用户侧响应等交易品种，辅助服务市场机制增发新能源电量已突破百亿千瓦时。

三年来，西北区域电力辅助服务市场建设工作持续发力，随着宁夏、甘肃、新疆、西北区域、青海和陕西电力辅助服务市场建设工作的相继开展，以各具特色的省内市场为基础、以跨省交易进行优化和补充的西北电力辅助服务“1+5”市场体系已形成，实现了省（自治区）和区域市场的全面覆盖。

秉道直行省（区）电力辅助服务市场全面覆盖

早在2017年5月，西北能源监管局就成立了由各相关单位共同参加的宁夏电力辅助服务市场建设工作协调推进小组，逐步完善《宁夏电力辅助服务市场运营规则》，同时促进技术支持系统开发工作有序推进。当年11月，该局即向国家能源局上报《国家能源局西北监管局关于开展宁夏电力辅助服务市场建设工作的请示》，得到国家能源局批复同意。

从西北电力系统运行情况来看，调峰资源紧张、新能源弃电问题突出是当前面临的主要问题，因此辅助服务市场建设以有偿调峰作为切入点，遵循总体规划、有序实施的原则，成熟一个品种引入一个品种，最终形成公平开放、有效竞争的电力辅助服务市场体系。

2018年5月，宁夏电力辅助服务市场进入试运行。其时，我国电力辅助服务市场依然处于探索期，西北能源监管局结合实际深化市场机制，在公用机组的基础上相继引入了自备机组和负荷侧参与市场，持续发掘调峰潜力、不断完善市场主体和交易机制，取得突出成效。之后，西北能源监管局持续发力、秉道直行，于2018年8月启动了青海电力辅助服务市场建设工作。

“青海电力辅助服务市场建设工作的创新点和突破点在于市场规则的设计，结合新技术和新业态的发展，引入独立辅助服务提供商参与市场，创造性地探索实现了网侧共享电储能参与市场交易。”西北能源监管局相关负责人表示，目前共享储能的交易模式分为双边交易、集中交易，此外在电网需要调峰资源的情况下，调度机构可以按照电网调用电储能调峰价格，调用储能设施参与青海电网调峰。

青海电力辅助服务市场进入试运行以来，火电、水电、电储能交易有序开展，在传统的网侧、发电侧和用户侧储能之外趟出了一条电储能参与辅助服务市场的全新路径，共享储能市场机制也得到了社会资本的认可，市场运行后开工的电储能项目即将投产，将有力促进全省新能源电量消纳。随后，2019年12月，陕西电力辅助服务市场试运行启动，加上甘肃、新疆能源监管办推进的甘肃、新疆辅助服务市场，西北五省（区）电力辅助服务市场实现全面覆盖。

内生驱动省间调峰辅助服务市场实现共赢

西北电网省间联系紧密，各省特性不同，互济空间巨大。2018年7月，西北能源监管局启动了西北区域电力辅助服务市场建设工作，旨在打破省间壁垒、建立跨省辅助服务新机制、提高系统运行效率、调动市场主体的积极性、促进新能源电量消纳。

“我们从有利于工作起步和稳妥推进的角度考虑，现阶段跨省调峰市场按照‘先省内、后省间’的原则，作为各省辅助服务市场的重要补充。发电企业通过参与省间有偿调峰交易，进一步发挥全网资源优化配置的优势、通过市场机制在更大范围促进新能源消纳。”西北能源监管局相关负责人向记者介绍。

2018年11月底，西北区域省间调峰辅助服务市场进入试运行，并于2019年12月进入正式运行。

有宏观层面统筹协调、有力引领，有微观层面多点突进、积极作为，加之西北区域省间互济、资源优化配置的基础较好，西北区域省间调峰辅助服务市场相比华北、东北、华东等其他区域市场，内生需求十分强劲，交易电量规模最大，同时在优先省内市场的原则下交易电量也超过了同期五省市场之和。

统计数据表明，在24小时时段内，61%的交易电量发生在午段（9:00-16:00）时间，与电网运行特点相吻合，同时低价水电调峰资源最先出清，火电企业不断调整报价策略。这一市场结果显示，省间市场充分体现了市场发现价格的作用，符合电网运行规律和经济规律。

事实证明，西北区域电力辅助服务市场良好的市场激励机制实现共赢，有效降低了新能源企业的增发成本——省间市场的度电增发成本为0.125元/千瓦时，远低于各省内市场，即通过最小成本实现了最大规模的新能源消纳。

三年来，西北电力辅助服务“1+5”市场体系合计增加调峰容量约500万千瓦，有力保障了电力系统的安全稳定运行。以2019年为例，累计增发新能源电量约64.65亿千瓦时，降低新能源弃电率约5个百分点，有效促进了新能源消纳和节能减排，极大缓解了新能源弃电压力。市场主体的博弈能力不断提高，发电企业盈利模式更加完善，市场补偿费用合计19.26亿元，通过市场机制有效缓解有贡献企业的经营压力，进一步推动了电力市场交易机制健全和完善。