解读国家电网PPT：省间电力现货市场运行与实践

市场建设基础：从跨区域富余可再生能源交易起步

省间电力现货市场并非凭空诞生。我国能源资源与负荷中心呈逆向分布，中东部负荷和"三北"新能源装机持续增长，电力电量平衡仅靠本省本区域已难以为继。2017年8月18日，根据国能函监管〔2017〕46号复函，国调中心组织开展跨区域省间富余可再生能源电力现货交易。

但该交易在范围和主体上存在局限：市场主体仅限新能源和水电，市场范围限于国网经营区跨区域省间交易，市场机制上各省仅能购电或售电，未区分不同能源类型。

机制设计：交易节点、出清算法与购售电创新

省间现货交易网络由交易节点和交易路径构成，交易节点一般以省为基本单位，四川、江苏、甘肃三省分别将省内划分为两个节点。交易路径由卖方节点和买方节点之间的跨省区交直流输电通道和省内重要输电通道顺序链接形成，可实现国网和蒙西范围内任意两省之间的省间现货交易。

出清算法考虑购售双侧报价及输电成本，以社会福利最大化为目标，在满足购售电力约束、通道输电容量、输电通道爬坡等约束下求解最优交易组合集。网络规模交易路径18000+，模型规模连续变量6.36亿+、约束239万+。出清步骤由电力电价折算、交易对匹配、成交量匹配和计算出清电价四步组成。

创新机制之一是多时段"电力-价格"曲线申报，每一交易时段（15分钟）可最多申报5段分段曲线，更有利于市场主体灵活参与市场交易。

试运行进程：从两天到整年度的稳妥推进

省间现货交易按照"安全第一、积极稳妥、循序渐进"的原则推进。2021年11月1日，国家发改委、国家能源局联合批复同意《省间电力现货交易规则（建议稿）》；2022年1月1日至12日、15日至31日开展模拟试运行；1月13日至14日开展两天结算试运行；3月1日至31日开展整月结算试运行；4月至6月开展整季度结算试运行；7月至12月开展半年结算试运行。

2023年1月1日至今，省间电力现货市场继续开展整年度连续结算试运行。从两天到整周、整月、整季度、半年再到整年度，试运行周期逐步拉长，节奏稳健。

运行成效：保供与促消纳双目标同时实现

2022年全年累计交易电量278亿千瓦时，累计超6000家发电企业参与，单日最大成交电力超1900万千瓦，单日最大成交电量达3.19亿千瓦时。卖方共21省发电企业参与售电申报，主要集中在"三北"、西南地区；买方共25省参与购电申报，主要集中在"三华"地区。

从全年成交价格看，除迎峰度夏期间受罕见的"四最"（最高温度、最长时间、最大负荷、最小水电）影响价格较高外，其余月份送端现货交易均价基本均低于省间市场化中长期交易均价0.375元/千瓦时。1-3月成交均价0.39元/千瓦时，4-6月0.22元/千瓦时，7-8月1.91元/千瓦时，9-12月0.31元/千瓦时。

省间现货市场清洁能源累计成交电量133.1亿千瓦时，减少风电、光伏弃电47.7亿千瓦时，在新能源装机增长过1亿千瓦的情况下，仍保持了97%以上的利用率。

价格信号：峰谷价差明显，引导火电顶峰发电

从分时价格看，价格信号充分反映市场供需形势，"峰谷"价差明显。省间现货送端全年分时日均成交最高价1.59元/千瓦时、最低价0.34元/千瓦时，晚高峰时段（17-21点）全年成交均价1.46元/千瓦时、夜间低谷时段（0-5点）成交均价0.48元/千瓦时。

从全年成交电量的价格分布看，成交价格主要集中在1元/千瓦时以下，低于1元/千瓦时的电量占比84%，其中低于0.5元/千瓦时的电量占比72%，0.5-1元/千瓦时的电量占比12%；1-3元/千瓦时占比5%，3-5元/千瓦时占比10%，5元/千瓦时以上仅占1%。

2022年度夏期间，受全网供需紧张等因素影响，火电机组成交均价为2.01元/千瓦时，有效激励送端火电顶峰发电，助力机组非停及受阻率由2021年同期的7%、13%分别降至2%、5%左右，达历史最好水平，增加发电能力约7700万千瓦。

电源结构与灵活购售电：季节性特征与18省双向参与

从电源类型看，成交电源类型季节性特征明显。春季主要以新能源为主，度夏和度冬期间以火电为主，5-6月、10-11月西南水电大发时期以水电为主。分地区看，火电、风电主要集中在"三北"地区，光伏集中在西北、华北地区，水电集中在西南地区。全年成交均价方面，火电1.38元/千瓦时、水电0.29元/千瓦时、风电0.39元/千瓦时、光伏0.20元/千瓦时。

省间现货交易规则允许各省根据省内电力供需形势灵活开展购售电。全年四川、甘肃等18个地区根据供需情况灵活开展购售电，全年累计购电量88亿千瓦时，售电量272亿千瓦时。例如四川在主网有购电需求时参与省间现货购电，同一时刻攀西地区存在交流断面阻塞有弃电风险时组织清洁能源企业通过跨区直流售电。

形势展望：保供、转型与市场衔接三重挑战

在能源转型以及市场建设过程中，电力供应保障、电网安全控制、电力市场建设均面临新形势与严峻挑战。电力供应保障难度增大，供电平衡形势日趋严峻，燃料供应对电力保障产生重大影响，极端天气下保障供应难度更大，供电不足与消纳问题并存。电网安全控制难度增大，远距离大容量输电故障冲击大，故障引发连锁反应的风险增加，大面积停电风险增大，负荷侧控制手段使用受限。

省间现货下一步重点开展五个方面工作：一是积极稳妥开展结算试运行；二是扩大交易范围和主体规模；三是完善限价机制；四是加强各类市场衔接；五是提升管理水平。具体包括推动网调机组参与连续结算试运行、推动各地各类发电企业参与、完善省间现货限价机制、研究推动大用户和售电公司参与省间现货、加强省间与省级现货市场衔接等，助力全国统一电力市场建设和能源清洁低碳转型。

2022年省间现货市场首年整年度试运行的核心数据表现稳健：全年累计交易电量278亿千瓦时，超过6000家发电企业参与，单日最大成交电力1905万千瓦，单日最大成交电量3.19亿千瓦时，送端成交均价0.87元/千瓦时。 清洁能源累计成交电量133.1亿千瓦时，减少风电、光伏弃电47.7亿千瓦时。在新能源装机增长超过1亿千瓦的情况下，仍保持了97%以上的利用率。这些数据表明省间现货市场在促进清洁能源大范围消纳方面发挥了实质性作用。

省间现货交易是在跨区域省间富余可再生能源电力现货交易基础上发展而来，两者在市场主体、市场范围和市场机制等方面存在明显差异。市场主体从新能源、水电扩展至火电、核电、新能源、水电；市场范围从国网经营区跨区域省间交易扩展至跨区域省间交易加蒙西电网。 日内交易提升频次从固定5次增加到固定12次。市场机制方面，跨区域现货中各省仅能购电或者售电且未区分不同能源类型，省间现货则允许各省根据平衡情况灵活参与购售电并区分不同能源类型。这些改进使得省间现货交易在扩大市场范围、丰富交易主体、完善市场机制、提升优化配置能力方面实现了系统性突破。