新一轮电力市场化改革实施以来，国家电网有限公司西北分部坚持创新驱动、问题导向，重点突出透明度和高效率，实现了区域内省间市场建设的全面覆盖，取得了一系列打基础、利长远的标志性成果，市场活力充分迸发，市场红利持续释放，交易规模日益扩大。

1　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，市场化发电合同，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。

2　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。

3　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），中长期交易的周期逐步缩短，逐步向现货电力市场衔接。

2017年

5月，在我国范围内首次组织实施西北地区新能源和与华中地区抽蓄电站开展跨区抽蓄电量交易，全年累计实施2.37亿千瓦时，创新了促进西北地区新能源消纳的交易品种，形成了低谷风电与抽蓄电站联合运营的实践经验。清洁能源与抽蓄电站电量交易成为跨区跨省交易实施细则中的交易品种。

9月，在国内首次创新性提出以新能源消纳为目标的跨区直流最优输电路径灵活输电价格机制。最优输电路径价格机制在《跨区域省间可再生能源增量现货交易规则》中得到应用，有利于构建多送端、多受端共同参与、集中联合出清的市场模式。

2017年，主动顺应能源转型大势，遵循“创新、协调、绿色、开放、共享”的新发展理念，开展调峰辅助服务市场建设。2018年4月，西北第一家省内调峰辅助服务市场启动。2020年，历时2年多，西北区域调峰辅助服务市场全面建成。西北区域调峰辅助服务市场在火电机组有偿调峰、启停调峰的基础上，创新开发了自备企业虚拟储能、用户有偿调峰、共享储能及水电机组有偿调峰等品种，真正实现了大电网源网荷储的协同互动。

2018年

4月，在国内开展首笔甘肃、青海新能源打捆替代陕西自备小火电的跨省清洁替代交易2.1亿千瓦时，开辟了以市场化交易机制落实国家电网有限公司清洁替代战略的新品种。

6月，利用西北高峰太阳能与西南低谷水电互补特征，在国内首次组织实施西北西南清洁能源分时段打捆送华东交易11.4亿千瓦时，开辟了西北、西南电网新能源与水电跨区域互济、跨区域清洁能源打捆外送的新机制，发挥了西北电网在国家电网的枢纽作用，发挥了电量库资源统一整合优化作用。(www.daowen.com)

8月，在国内首次组织实施区域内新能源与银东直流配套火电在西北送端开展发电权交易，开辟了通过市场化交易方式促进清洁能源大范围优化配置的新路径。

9月，在西北地区试点开展首笔区域内省间电力直接交易，通过电力交易平台实现新疆新能源发电企业与宁夏电力用户交易电量0.98亿千瓦时。

12月，首次试点组织天中配套火电跨省交易（送青海）0.50亿千瓦时，首次试点组织天中配套火电跨区交易3.50亿千瓦时（吉泉直流送安徽、浙江等），开辟了提升跨区直流配套电力资源利用效率的新路径。

2019年

2月，创新开展国内首笔省间合同转让交易，陕西火电企业通过省间市场出让发电市场化交易合同，并由甘肃、宁夏和新疆等新能源企业替代发电，开辟了促进清洁能源大范围优化配置的新品种。

7月，首次试点与新能源理论功率预测相衔接的中长期交易预挂牌和多日计划安排机制，分周期、分时段精细化安排电力曲线，缩短了交易周期，提升了重载断面利用率。

11月，组织签订甘肃送西藏“十四五”长期电能交易合作协议，建立了保障西藏电力供应和提升柴拉直流利用率的长期保障机制。

12月，西北电网跨区跨省交易规模首次突破2000亿千瓦时，达到2168.86亿千瓦时，西北送端成为全国电力市场的重要送端。

2020年

5月，落实国家电网有限公司市场化、透明度、高效率的改革要求，创新形成市场主体通过电力交易平台供需对接、双边协商确认的交易组织方式，实现了市场主体线上电子签约，提高了交易组织效率。

7月，推进吉泉直流配套电源控制区合同转让交易试点工作。首次开展新疆与吉泉直流配套火电的发电权、市场化交易的合同转让等跨发电调度控制区交易，建立了直流配套火电上网电量偏差处理机制，促进了直流配套火电上网电量实现“月结月清”。

12月，首次组织灵绍配套火电送甘肃省间外送交易，促进跨区直流配套电源更好参与西北电网市场互动，提升西北电力外送能力，支撑全国统一电力市场建设。

西北电网2016—2020年分周期交易电量（单位：亿千瓦时）