一是交易品种全面覆盖。实现省间中长期外送交易(省级电网公司为购电主体)、省间电力直接交易(以电力用户为购电主体，含售电公司代理)、发电合同转让交易(含政府授权合同的发电权交易，市场化发电合约，自备电厂发电计划)，以及富余可再生能源跨区现货、区域内跨省调峰辅助服务市场、电量库(主控区置换等)等全面覆盖。

　　二是市场成员全覆盖。火电、风电、光伏、水电等售电主体，以及电力用户(含售电公司代理)、省级电网公司、抽蓄电站等购电主体全面参与，实现市场成员全覆盖。各省内电力市场开放度和活跃度显著提升。符合准入条件的电力用户、发电企业等市场主体逐步被赋予了购(售)电选择权，市场主体的活力逐步释放。

　　三是交易周期全覆盖。从多年交易、年度交易、月度交易(含年度以内多月交易)、月内短期交易(含月内多日，D-4)，交易周期逐步缩短。在新版《电力中长期交易基本规则》中，按照交易标的物执行周期(交割周期)不同，月内(多日)电量交易，即以月内剩余天数的电量，或者特定天数的电量作为交易标的物开展的电能量交易。西北区域内省间市场连续开市、滚动安排，有利于实现常规电源与新能源发电计划在更大范围、更短周期的市场化调整。

　　目前，西北地区省间、省内中长期市场已较为完善并常态化运行，市场建设的稳步推进，有力地促进了外送交易规模扩大、新能源利用率提升、市场和改革红利的有效释放。

　　一是电力交易规模逐年扩大。西北电网跨区跨省交易规模由2015年的850亿千瓦时，增加到2019年的2169亿千瓦时。其中，跨区交易规模由2015年的739亿千瓦时，增加到2019年的1897亿千瓦时;跨省交易由2015年的111亿千瓦时，增加到2019年的272亿千瓦时。分省(区)来看，甘肃省间外送由2015年的135亿千瓦时，增加到2019年的420亿千瓦时;宁夏省间外送由2015年的282亿千瓦时，增加到2019年的666亿千瓦时;新疆省间外送由2015年的287亿千瓦时，增加到2019年的713亿千瓦时。

　　二是清洁能源利用水平持续提升。针对“三弃”问题，积极开展清洁能源省间交易、替代交易、发电权交易等市场化交易，推进建设省内与省间辅助服务调峰市场，满足市场主体多样化的交易需求，通过拓展清洁能源消纳市场促进了“减弃增发”，连续两年实现了风电、太阳能消纳量和利用率双增长的目标。西北地区新能源利用率由2016年的71%，提升到2019年的92.3%，新能源弃电量由2016年的333亿千瓦时，下降到2019年的127亿千瓦时，新能源发电量由2016年的809亿千瓦时，增加到2019年的1532亿千瓦时。同时，西北地区连续三年成功应对黄河流域来水偏丰局面，通过全周期、全范围、全品种等市场化交易措施解决青海富余水电消纳问题，青海清洁能源外送由2015年的13.46亿千瓦时，增加到2019年的204亿千瓦时。

　　三是交易品种和市场机制有效完善。从市场成效看，西北地区资源配置逐步由以计划为主向市场为主转变，38.3%的售电量不再通过计划方式安排，由市场主体通过双边协商和集中竞争等方式自主决定量价，其中煤炭、钢铁、建材、有色四大行业放开程度已达42.79%。创新推进并实现中长期交易品种全覆盖，常态化开展富余可再生能源跨区现货、区域内跨省调峰辅助服务市场、电量库(主控区置换等)等全范围覆盖。研究构建适应新能源高占比、直流大送端市场特征的完整电力市场体系，研究灵活调节容量市场建设，开展现货市场环境下容量市场建设必要性和方案研究。

　　西北地区电力市场面临的形势和存在的问题

　　电力市场是关于利益协调机制的制度设计的总和，本身是一个复杂的体系。市场设计包括交易产品设计、交易组织方式、市场定价及市场监管等不同方面。很多国家或地区在竞争性电力市场设计上不完全相同。电力市场设计不是纯粹的技术问题，没有统一的、标准的答案，最优方法与预期目标、市场结构等有很大关系。电力市场需要顶层设计，也要充分考虑地区差异、区域差异，关键是市场中的不同环节要相互协调、一致，应考虑系统的博弈性、动态性。

　　当前，西北地区电力市场建设也面临一些问题。

　　一是市场建设统筹协调不够充分。西北地区省域中长期电力市场已经建立，需要逐步规范运作，推进市场更加成熟、机制更加健全。但是，由于新能源高占比和区域统筹所带来的省间市场与省内市场衔接问题也比较突出。各省在交易组织、交易结算等方面设计思路、市场模式、交易品种差异较大，大部分缺少对中长期、现货、辅助服务、容量等不同市场形态的统筹规划。最为突出的是，在西北地区，以省域为市场范围开展现货市场设计，价格机制上节点边际电价、分区边际电价、系统边际电价等并存，为后期市场融合增加了成本，也可能对新能源利用水平提升带来潜在风险。

　　二是计划与市场“双轨制”不平衡问题始终存在。一方面，发用电计划放开比例不匹配，计划电量与市场电量并存且缺乏有效的衔接机制。计划电量的分配、执行方式，扭曲了市场价格信号，直接影响市场电量在交易、结算及偏差考核等环节的规则设计。另一方面，部分省份政府将市场简单等同于“降电价”，政府干预市场如划定交易规模、指定电价、开展专场交易的情况较为普遍。同时，省间中长期交易主要以网对网方式开展，但是售电公司、电力用户参与省间市场意愿强烈，目前仅存在少量售电公司或电力用户的省间直接交易。受限于局部利益，部分地区在省间电力直接交易中设置限制门槛，也在一定程度上阻碍了市场融合。最后，新能源全网统一调度带来的功率平衡和电力平衡问题突出，传统的电量平衡方式已不能满足电力市场建设要求。同时，一些地方政府过多介入、甚至直接干预电力系统运行。