一键生成知识图谱6 分钟理解报告 · 解读 1738 字 · 8 张图 · 21 个数据点
2024年省间电力现货市场转入正式运行，全年成交电量376亿千瓦时，同比增长18%，清洁能源占比40%。这份材料来自国家电力调度控制中心，系统梳理了省间现货市场的机制设计、运行情况、实践成效与未来展望。对于参与电力交易的企业而言，省间现货市场如何影响购售电策略？价格信号如何引导机组启停与新能源消纳？以下从机制到数据逐层解读。
核心判断
- 省间现货市场已实现国家电网加蒙西区域全覆盖，市场主体超6000个。
- 2024年全年成交电量376亿千瓦时，同比增长18%，清洁能源成交149亿千瓦时。
- 省间现货采用集中竞价撮合出清，按售电侧边际出清价格定价结算。
- 2024年10月15日省间电力现货市场转入正式运行，多层次统一电力市场体系初建。
- 省间现货全年减少风电光伏弃电98亿千瓦时，减少四川水电弃电52亿千瓦时。
脱水解读
为什么要有省间现货市场
我国能源负荷呈逆向分布，西部北部能源富集但负荷中心在东部，促进电力生产要素在更大范围内流动是客观需求。我国已建成全球规模最大的互联大电网，跨省跨区输电能力达3.5亿千瓦，这为省间现货交易奠定了物质基础。
市场建设定位明确：落实国家能源战略，构建竞争有序的电力市场体系，利用跨省跨区输电通道，通过市场化手段开展电力余缺互济、促进清洁能源大范围消纳。依托大电网、建设大市场，实现电力资源大范围优化配置，是各方共识和迫切需要。
省间现货不是另起炉灶，而是在跨省跨区中长期交易基础上，送受端开展预平衡后，当送端有富余能力、通道有剩余空间、受端有购电需求时，组织市场主体自主报量报价。
市场怎么运转：从申报到出清
省间现货的参与主体覆盖全类型发电主体，以及受端省级电网企业、大用户、售电公司，市场范围包括国家电网和内蒙古电力公司覆盖范围，交易周期为日前加日内。
竞价机制采用考虑通道安全约束、网损和输电价的集中竞价撮合出清。买卖双方按时段自主申报“电力-电价”曲线，按照购售双方价差递减排序成交，按照售电侧边际出清价格进行定价，最后一笔成交报价的均价作为系统边际电价结算。
多级市场协同方面，省内预出清结果作为参与省间市场的依据，省间交易结果作为省内市场运行边界。中长期与现货的衔接上，在保障省间中长期交易执行的基础上，利用省间通道富余能力开展省间现货交易。
2024年成交全景：376亿千瓦时怎么构成
2024年省间现货全年成交电量376亿千瓦时，同比增长18%。清洁能源成交电量149亿千瓦时，占比40%。送端成交均价0.4124元/千瓦时，同比增长14.7%。单日最大成交电力1616万千瓦，单日最大成交电量2.77亿千瓦时，单月最大成交电量51.09亿千瓦时。
从卖方看，26个省级电网和蒙西参与售电，湖北、四川、宁夏、山西、甘肃售电量超20亿千瓦时，合计占比59.4%。从买方看，主要集中在华东、西南地区，浙江购电116.4亿千瓦时，四川购电80.95亿千瓦时，合计占比达52.4%。
从区内区外看，跨区成交电量337亿千瓦时，占比90%。
价格信号如何随供需波动
省间现货价格即时反应供求关系变化。2024年成交均价0.412元/千瓦时，最高价2.196元/千瓦时，最低价0.00002元/千瓦时。3至6月全网用电负荷维持低位，日成交均价随水电增发持续走低至0.113元/千瓦时；7至9月高温推动用电负荷走高，日成交均价连续攀升，最高达1.023元/千瓦时。
日内“峰谷”价差明显，日平均峰谷价差0.26元/千瓦时，分季节呈现“秋高春低”特点，秋季较春季高峰分时均价高约一倍。
从主体报价看，卖方主体98.2%的申报量在0.5元/千瓦时以下，其中0.3至0.5元/千瓦时区间占比达60.4%；买方主体近9成申报量在1.0元/千瓦时以下。从成交结果看，81%成交电量价格在0.5元/千瓦时以下。
分能源类型：谁在成交、谁在顶峰
分电源类型看，新能源成交集中在春季，火电成交集中在度夏度冬期间，度夏保供期间火电单月最大成交电量占比92%，水电成交集中在6至7月。
2024年6月下旬至9月下旬，全网日最高负荷突破10亿千瓦并持续攀升，省间现货单日最大成交电力1616万千瓦，精准平抑全网平衡缺口。9月西南持续高温，省间现货均价攀升至0.846元/千瓦时，激励送端火电顶峰发电。
市场主体行为与未成交成因
省间现货交易打破传统送受端格局，市场主体可根据供需情况灵活改变购售电角色。陕西（187次）、吉林（165次）、冀北（137次）、蒙东（114次）、四川（111次）、天津（110次）等地区，在日内根据水电及新能源发电变化灵活转换购售电角色超100次，有效减少机组启停，对中长期交易偏差进行修正补充。
从未成交数据看，市场上富余电力资源增长较快，较上年增加近40%。2024年供需不匹配导致的未成交电量为1268亿千瓦时，价格不匹配408亿千瓦时，通道无可用470亿千瓦时。跨省区输送能力也是制约市场成交的短板，跨省跨区输电通道待加快建设。
主要原因是各地发电同质化现象日见显著，特别是午间光伏发电高度重叠，造成午间富余电力消纳困难。
实践成效与未来展望
省间现货市场经历了大范围、长周期、多场景的实践检验，市场平稳、交易活跃，“中长期为基础、现货余缺互济、应急调度救急”的跨省区市场化资源调配机制建立，“统一市场、两级运作”的统一电力市场体系架构基本成型。2024年10月15日，省间电力现货市场转入正式运行。
省间现货支持新能源企业自主报量报价，灵活参与日前、日内省间现货交易，2024年省间现货市场累计减少风电、光伏弃电98亿千瓦时，减少四川水电弃电52亿千瓦时，折合降耗标煤459万吨，减排二氧化碳1274万吨。
未来探索方向包括：扩大市场范围推动南方市场主体参与省间现货交易，提高日内交易频次，提升市场优化效果，进一步优化市场衔接，升级省间现货算法和交易规则，适应未来新型电力系统下省间大范围资源更大规模灵活配置需要。
图说解读
省间现货市场建设四步走
省间现货市场的建设并非一步到位。从材料结构看，国家电网先明确建设基础与定位，再完成市场机制与模型设计，随后进入长周期、多场景的运行实践检验，最终于2024年10月15日转入正式运行。
这条路径的关键节点在于：市场机制设计阶段就明确了集中竞价撮合出清、边际电价结算等核心规则，使得后续运行有章可循。对市场主体而言，理解这条时间线有助于判断市场规则的成熟度，提前布局参与策略。
碳通通市场主体与交易范围全景
省间现货市场的参与框架由八个关键要素构成。卖方覆盖火电、水电、风电、光伏、核电等全类型发电主体，买方则包括受端省级电网企业、大用户和售电公司，市场主体超6000个。
交易周期为日前加日内，出清采用集中竞价撮合方式，结算按售电侧边际出清价格定价。这套框架使得省间现货成为衔接中长期交易与实时运行的关键环节，市场主体可根据自身供需情况灵活调整购售电策略。
碳通通2024年省间现货成交概况
这组数据勾勒出2024年省间现货市场的整体规模。全年成交电量376亿千瓦时，同比增长18%，清洁能源成交149亿千瓦时、占比40%，送端成交均价0.4124元/千瓦时、同比增长14.7%。
市场主体超6000个，已实现公司加蒙西区域全覆盖。单日最大成交电力1616万千瓦、单日最大成交电量2.77亿千瓦时、单月最大成交电量51.09亿千瓦时，反映出省间现货在特定时段承担了可观的电力余缺互济功能。
碳通通成交量随季节与时段波动
省间现货日均成交量围绕1亿千瓦时上下波动，夏秋季高于春冬季。1月受度冬寒潮影响，日均成交量达1亿千瓦时；2月至5月中旬，气温回暖，日均成交量上涨至1.2亿千瓦时。
8月下旬至9月中旬，受持续高温及西南供需紧张形势影响，日均成交量飙升至2.0亿千瓦时；9月下旬至12月市场运行相对平稳，日均成交量回落至1.0亿千瓦时。这一走势与气温和用电负荷变化高度吻合。
碳通通分能源类型成交电量占比
2024年省间现货成交电量中，火电成交227.0亿千瓦时，占绝对主导；新能源成交97.7亿千瓦时；水电成交51.7亿千瓦时。火电成交集中在度夏度冬期间，度夏保供期间火电单月最大成交电量占比达92%。
新能源成交集中在春季，水电成交集中在6至7月。三类电源的成交节奏差异明显，反映出省间现货在保供与消纳之间发挥着不同的季节性作用。
碳通通送受两端成交均价对比
火电成交均价0.524元/千瓦时，同比上涨18.82%，是三类电源中最高的；水电成交均价0.218元/千瓦时，同比上涨9.00%；新能源成交均价0.255元/千瓦时，同比下降9.25%。
火电与新能源的价差反映出两者在系统中的作用差异：火电承担顶峰保供功能，价格含容量与调节价值；新能源边际成本低，价格随出力时段波动明显。新能源成交均价同比下降，也说明市场竞争程度在提高。
碳通通未成交电量的三类成因
2024年未成交电量中，供需不匹配导致的未成交电量最大，达1268亿千瓦时；通道无可用为470亿千瓦时；价格不匹配为408亿千瓦时。市场上富余电力资源较上年增加近40%，说明跨省区电力资源配置需求旺盛。
供需不匹配的主要原因是各地发电同质化现象日见显著，午间光伏发电高度重叠，造成午间富余电力消纳困难。通道无可用则指向跨省跨区输电能力仍是制约市场成交的短板，输电通道有待加快建设。
碳通通清洁能源消纳的环境效益
省间现货支持新能源企业自主报量报价，灵活参与日前、日内省间现货交易，充分发挥新能源低边际成本优势，通过特高压互联电网实现全国范围消纳。2024年累计减少风电、光伏弃电98亿千瓦时，减少四川水电弃电52亿千瓦时。
折算下来，相当于降耗标煤459万吨，减排二氧化碳1274万吨。这组数字直观体现了省间现货市场在促进清洁能源消纳方面的环境效益，也为新能源企业参与省间交易提供了信心。
碳通通数据解读
| 指标 | 数值 | 单位 | 出处 |
|---|---|---|---|
| 全年成交电量 | 376 | 亿千瓦时 | 市场运行情况（一）总体概况 |
| 成交电量同比增长率 | 18 | % | 市场运行情况（一）总体概况 |
| 清洁能源成交电量 | 149 | 亿千瓦时 | 市场运行情况（一）总体概况 |
| 清洁能源成交占比 | 40 | % | 市场运行情况（一）总体概况 |
| 送端成交均价 | 0.4124 | 元/千瓦时 | 市场运行情况（一）总体概况 |
| 送端成交均价同比增长率 | 14.7 | % | 市场运行情况（一）总体概况 |
| 单日最大成交电力 | 1616 | 万千瓦 | 市场运行情况（一）总体概况 |
| 单日最大成交电量 | 2.77 | 亿千瓦时 | 市场运行情况（一）总体概况 |
| 单月最大成交电量 | 51.09 | 亿千瓦时 | 市场运行情况（一）总体概况 |
2024年省间现货市场全年成交电量376亿千瓦时，同比增长18%，清洁能源成交149亿千瓦时、占比40%，送端成交均价0.4124元/千瓦时、同比增长14.7%。 单日最大成交电力1616万千瓦、单日最大成交电量2.77亿千瓦时、单月最大成交电量51.09亿千瓦时，这些极值数据反映出省间现货在度夏度冬等关键时段的保供支撑能力。市场主体超6000个，已实现公司加蒙西区域全覆盖。
| 指标 | 数值 | 单位 | 出处 |
|---|---|---|---|
| 火电成交电量 | 227.0 | 亿千瓦时 | 市场运行情况（四）分能源类型分析 |
| 火电成交均价 | 0.524 | 元/千瓦时 | 市场运行情况（四）分能源类型分析 |
| 火电成交均价同比 | 18.82 | % | 市场运行情况（四）分能源类型分析 |
| 水电成交电量 | 51.7 | 亿千瓦时 | 市场运行情况（四）分能源类型分析 |
| 水电成交均价 | 0.218 | 元/千瓦时 | 市场运行情况（四）分能源类型分析 |
| 新能源成交电量 | 97.7 | 亿千瓦时 | 市场运行情况（四）分能源类型分析 |
| 新能源成交均价 | 0.255 | 元/千瓦时 | 市场运行情况（四）分能源类型分析 |
| 新能源成交均价同比 | -9.25 | % | 市场运行情况（四）分能源类型分析 |
分能源类型看，火电成交227.0亿千瓦时、均价0.524元/千瓦时，同比上涨18.82%；水电成交51.7亿千瓦时、均价0.218元/千瓦时，同比上涨9.00%；新能源成交97.7亿千瓦时、均价0.255元/千瓦时，同比下降9.25%。 火电成交集中在度夏度冬期间，度夏保供期间火电单月最大成交电量占比92%；水电成交集中在6至7月；新能源成交集中在春季。三类电源的成交节奏与价格走势差异，反映出省间现货市场在保供与消纳之间的动态平衡。
| 指标 | 数值 | 单位 | 出处 |
|---|---|---|---|
| 减少风光弃电 | 98 | 亿千瓦时 | 市场实践成效（四） |
| 减少四川水电弃电 | 52 | 亿千瓦时 | 市场实践成效（四） |
| 降耗标煤 | 459 | 万吨 | 市场实践成效（四） |
| 减排二氧化碳 | 1274 | 万吨 | 市场实践成效（四） |
2024年省间现货市场累计减少风电、光伏弃电98亿千瓦时，减少四川水电弃电52亿千瓦时。折算下来，相当于降耗标煤459万吨，减排二氧化碳1274万吨。 省间现货支持新能源企业自主报量报价，灵活参与日前、日内省间现货交易，充分发挥新能源低边际成本优势，通过特高压互联电网实现全国范围消纳。这组数据表明，省间现货不仅是电力保供的工具，也是促进清洁能源消纳的重要市场化手段。
附件资料
国家电网PPT：省间电力现货市场实践与探索
pdf 文件 · 7.0 MB
附件来自原发布机构；如涉版权，请联系我们，我们将立即下架。
本页解读由 AI 依据报告原文辅助生成，经碳通通作者编辑整理，旨在帮助读者快速把握文件要点，不代表原文件发布方的观点。受节选范围与理解差异所限，解读与图表可能与原文表述存在出入，也可能存在疏漏或不够准确之处，请以报告原文为准。如需核对，请查阅报告原文。附件资料均来自原发布机构或公开渠道，版权归原作者及发布机构所有，本页仅提供学习查阅便利；如涉及版权问题，请联系管理员下架。
