解读省间电力现货市场：政策与PPT解读汇总！

规则出台的背景与定位

这份规则的第1条就点明了出台目的：落实中发〔2015〕9号文及配套文件精神，充分利用省间通道输电能力，促进资源大范围优化配置和可再生能源大范围消纳。

这一定位很关键：省间现货不是独立的市场，而是建立在省间中长期交易基础上的补充交易。它利用的是中长期交易之后通道剩余的输电能力，交易标的是电能量，属于实物交易而非金融交易。

规则编制遵循三个原则：确保电网安全运行、落实国家能源战略、发挥市场配置作用。其中提到推动构建以新能源为主体的新型电力系统，助力实现碳达峰、碳中和。初期在国家电网有限公司和内蒙古电力有限责任公司覆盖范围内开展试点。

谁可以参与：市场成员与准入条件

市场成员包括发电企业、电网企业、售电公司、电力用户及市场运营机构。市场运营机构又细分为国调中心、网调、省调和北京电力交易中心、省级电力交易机构。规则明确要加快健全相关配套政策机制，推动符合准入条件的售电公司、电力用户参与省间电力现货交易，优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业参与。

准入方面，市场主体由各地方政府主管部门负责准入，可在任一电力交易机构注册，一地注册、全国共享。参与交易前需阅知《省间电力现货交易风险提示书》，并签订《省间电力现货交易承诺书》。退出方面，除不可抗力外，市场主体参与交易申报后，在相应交易周期完成前原则上不得退出。强制退出的市场主体，1年内不得参与省间电力现货交易。

交易怎么组织：品种、路径与出清

交易品种是卖方发电企业与买方电网企业、售电公司、电力用户之间进行的电能量交易。一般情况下1个省为1个交易节点，当省内出现严重阻塞且频繁发生时，可定义多个交易节点。

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。任意一对卖方、买方节点间可选择多条交易路径开展交易，优先选择节点间输电价格（含网损折价）最低的交易路径。同一交易路径不重复经过同一交易节点。

出清采用集中竞价方式。买方在所在节点申报分时“电力-价格”曲线，考虑所有交易路径的输电价格和输电网损后逐一折算到卖方节点。在卖方节点，卖方报价从低到高排序，买方折算后价格从高到低排序，按照买卖双方价差递减的原则依次出清，价差最大的交易对优先成交。

日前与日内：两个交易窗口的节奏

日前现货交易按日组织，交易日从00:15至24:00，每15分钟设为一个时段，共96个时段。各市场主体需要申报分时“电力-价格”曲线，每一交易时段可申报的分段曲线最多为5段，卖方申报单调非递减曲线，买方申报单调非递增曲线，申报电力最小单位为1兆瓦，申报价格最小单位为1元/兆瓦时，报价最低为0元/兆瓦时，最高为10000元/兆瓦时。

日内现货交易以2小时为一个固定交易周期，全天共12个固定周期。固定交易周期结果发布后，若在本交易周期内仍有新增富余电力外送和购电需求，可组织临时交易，需保证T-60分钟前将出清结果下发至省调。

日内交易的申报数据要求、出清机制、安全校核、结果发布等，基本与日前交易保持一致，主要区别在于日内卖方申报电力不得超过其实际发电能力（或预测出力）与日前计划之差。

偏差怎么处理：多主体的责任划分

省间电力现货交易结果纳入跨省区联络线计划，作为省内市场的运行边界，原则上不跟随市场主体的实际发用电而变化。跨省区联络线计划安排的优先级是：跨省区中长期交易优先，其次是省间日前现货交易，再次是省间日内现货交易。

偏差处理按主体类型区分。省内现货市场运行时，省内发电企业实际发电出力低于省间电力现货交易电力时，省间电力现货交易电力不变，少发电能按照省内现货市场价格向省内其他发电企业购买。

售电公司或电力用户出现偏差时，现货市场运行期间按省内现货市场规则处理，未运行期间及非现货试点地区按当地电力中长期交易规则处理。

结算与计量：日清月结怎么落地

计量方面，电网企业应根据市场运行需要，在产权分界点设置关口电能计量装置。所有的省间结算关口点，需要安装具备分时计量能力的计量装置，并能接入相应的电能量采集系统。市场结算用的关口计量数据，原则上应由电能计量采集管理信息系统自动采集。

结算采用日清月结方式，D+5日进行市场化交易结果清分，生成日清算结果，由电力交易机构出具结算依据。电力调度机构D+1日将D日市场交易结果和实际执行情况等信息提供给电力交易机构。

卖方节点发电企业的收入计算公式为：省间电力现货交易收入=日前现货交易执行电量（卖方节点）×日前出清价格（卖方节点）+日内现货交易执行电量（卖方节点）×日内出清价格（卖方节点）。买方节点的支出公式类似，但出清价格需包含输电价格和网损折价。

风险防控与信息披露：安全底线在哪里

风险干预是指经政府主管部门事前授权，在特定情况下市场运营机构依据市场规则采取一定措施对电力市场运行进行调整。启动条件包括电网故障、系统频率或电压超限、突发性社会事件、可再生能源预测重大偏差、技术支持系统故障等。干预措施包括调整交易范围、暂缓组织交易、取消一定时段的日前或日内交易、重新出清计算等。

市场中止是更严重情况下的措施，当无法保证电网安全稳定运行、电力可靠供应或市场秩序受到严重扰乱时可启动。

信息披露方面，省间电力现货交易的信息分为公众信息、公开信息、私有信息和依申请披露信息四大类。北京电力交易中心总体负责信息披露的实施。信息封存期限为五年。

规则试运行期间，由政府主管部门按照季度进行评估。

这组数据勾勒出省间电力现货交易的时间颗粒度和申报边界。日前交易将一天切分为96个15分钟时段，日内交易以2小时为固定周期、全天12个周期。这种精细的时间划分意味着市场主体需要对不同时段的电力和价格分别做出判断和决策。 申报方面，每个时段最多可申报5段电力-价格曲线，电力最小单位1兆瓦，价格最小单位1元/兆瓦时，报价上限为10000元/兆瓦时。政府主管部门可根据市场运行情况对限价进行调整。 还有一个容易被忽略的参数：各跨省区联络线相邻时段的输电功率变化幅度不超过600兆瓦，当出现联络线成交量不满足爬坡约束时，可按爬坡约束重新进行出清计算。这个600兆瓦的爬坡约束，直接影响到跨省区联络线的出力调整节奏。

这组数据把日前现货交易的完整时间线铺展开来。流程从D-2日14:00国调中心下发预计划开始，到D-1日17:30省调编制省内日前发电计划结束，跨越两天时间。 关键节点集中在D-1日上午。8:45前发布交易前信息公告，11:00至11:30市场主体申报省间交易曲线，11:45至12:30进行集中出清。从申报截止到出清完成，中间只有约一个小时的窗口。 下午的节奏相对从容一些：12:30至14:30网调组织区域内省间辅助服务交易，14:30至17:30省调编制省内日前发电计划。省间现货交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清。

这组数据聚焦结算与计量的核心要求。省间电力现货交易结算采用日清月结方式，D+5日进行市场化交易结果清分，生成日清算结果。电力调度机构D+1日将D日市场交易结果和实际执行情况提供给电力交易机构。 这个时间安排意味着，从交易执行到出清分大约需要一周。结算依据方面，省间日前现货交易结算电量为省间日前现货交易执行电量，结算价格为省间日前现货交易价格；日内交易同理。北京电力交易中心会同相关省级电力交易机构向市场成员提供结算依据，由电网企业开展相关市场主体电费结算。 另外，信息封存期限为五年，强制退出的市场主体1年内不得参与省间电力现货交易。信息封存是为了用于市场竞争有效性验证。