西北地区具有典型的“三高”电力市场特征。

　　清洁能源高占比方面，2019年底，西北电网清洁能源装机占总装机的47.63%，其中，新能源装机占总装机的35.67%。2019年，西北全网新能源最大出力4535.8万千瓦，占总发电出力9309万千瓦的48.72%，占当日全网最大用电负荷的52.61%。2019年，新能源日最大发电量7.31亿千瓦时，占当日用电量的37.88%。高载能用户高占比方面，西北地区全社会用电的78.63%为工业用电，51.22%为四大高耗能。高耗能具有低电价承受能力和用电负荷平稳的特点，也具有较好的需求响应能力和源网荷互动条件。市场高集中度方面，以省域为一个市场范围，发电侧、用电侧均存在比较严重的市场集中度。发电侧方面，西北地区煤电资源整合已经取得实质性进展，发电集团市场集中度显著提升。用电侧方面，售电量排名前20位的用户占全省售电量的比重也很大，甘肃前20位用电大户的占比为34.86%，青海为62.45%，宁夏则为35.69%。

　　西北地区电力系统“两个失衡”问题日益突出。

　　首先是西北电力系统发用比(供需比)严重失衡，发电装机容量，或者等效装机容量远大于用电负荷。在以省域做为平衡单元或者市场范围的情境下，发用比失衡的情况更为突出。在系统运行环中，新能源随机性波动性所引致的高流动性、充裕性与稀缺性并存的市场特性也更加明显。其次是系统调节容量供需严重失衡，由于新能源高比例，对于电力系统的灵活性，以及灵活调节容量的需求大大增加。目前，西北地区系统调节需求远大于调峰能力，在冬季供热期，由于供热机组调节能力大幅下降，系统调节容量供需失衡更加突出。

　　在省间市场、省内市场的市场结构下，西北区域省间交易以省与省间互济为主，主要功能一是支撑跨区直流稳定可靠输送，确保直流交易计划刚性执行，二是实现省与省之间市场空间充分共享和非能量类资源有序流动，为高比例新能源提供充足的调节空间。在目前省间市场未向电力用户充分开放的市场环境下，区域内省间交易以“网对网”和市场化交易为主，以新能源与火电之间合同转让为主要特征，呈现出短期化、多日化和连续开市的市场建设要求。当前，西北区域内省间市场具有以下特点。

　　区域内省间市场规模总体偏小。从区域内省间交易规模来看，2019年，由于缺乏区域内跨省的优先发电计划，西北电网区域内省间送电交易规模272亿千瓦时，高于华中区域(212亿千瓦时)、西南区域(211亿千瓦时)，低于华北(1840亿千瓦时)、华东(1493亿千瓦时)和东北区域(791亿千瓦时)。另外，由于目前省间交易电量清算周期较长(月度)，考虑到市场成熟度和市场主体接受程度，清算周期内还存在一定规模的互抵电量。这部分市场空间是省与省之间调节资源共享所产生的。随着省间清算周期的缩短，省间交易将大幅增长，并将影响五省(区)发用电计划平衡体系。

　　分省功率平衡和电力平衡能力总体较弱。从传统的电量平衡的角度来看，五省(区)可发电量均能保证自我平衡和承担相应的外送任务。但是，随着电源结构、调峰结构、系统特征和运行特性的变化，五省(区)新能源西北地区电力系统“两个失衡”问题日益高占比、直流大送端的系统特征、省域功率平衡和电力平衡能力持续走弱的市场特征日益趋同。在短期、超短期电力平衡和功率平衡环节，五省(区)之间相互依赖性增加。为了提升新能利用率和支撑直流计划的物理执行，客观上要求发挥交流大电网互联互通的优势，实现全网电力资源(能量、备用、火电开停机)统一优化，市场空间充分共享，调节资源高效利用。

　　西北地区省间市场建设的实践和成效

　　新一轮电力市场化改革深入推进以来，在经济社会发展水平较为滞后的西北地区，通过加快完善电力市场机制，已初步形成在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同、可再生能源消纳权重等交易品种的全市场体系结构。