中国储能网讯：

      1 研究背景

  随着新能源装机容量进一步增加、源荷不确定性进一步增强，通过市场化手段满足资源更大范围优化配置的需求愈发强烈。为充分利用跨省区资源保障电力电量平衡、促进新能源消纳，国家电网有限公司在跨区市场实践的基础上组织设计了省间电力现货市场机制。经过2年多的试运行，省间电力现货市场在扩大市场范围、丰富交易主体等方面都取得了显著成效。各地积极通过省间电力现货交易满足省内平衡，存在缺口时申报购电保供应，消纳困难时申报售电促消纳，大幅减小了用电紧张地区电力缺口，助力保障民生用电，为构建“中长期为基础、现货余缺互济、应急调度救急”的跨省跨区资源调配机制提供了有利条件。本文首先全面总结了省间电力现货市场结算试运行情况及其成效；然后对省间现货交易机制进行了分析；最后，对省间现货市场未来发展方向进行了展望。

  2 研究内容

  2.1 省间电力现货交易试运行情况分析

  省间电力现货交易已连续不间断结算试运行超2年，截至2024年上半年，累计成交电量74.68 TW·h，日均成交电量83.32 GW·h，单日最大成交电力达19.05 GW，送端成交均价为0.54元/(kW·h)。

  从购售电地区来看，28个地区新能源、火电和水电企业参与省间现货售电，主要集中在东北、华北、西北和西南地区；27个省级电网公司参与省间现货购电，主要集中在华东、华中、西南地区，主要购售电省份成交情况如图1所示。

图1 分省成交情况

  从成交电源类型来看，火电、水电、风电、光伏成交量分别为39.82、15.96、13.83、5.07 TW·h，分别占总成交量的53.32%、21.37%、18.52%、6.78%。由于成交时段不同，各类型电源成交价格差异较大，截至2024年上半年，火电、水电、风电、光伏成交均价分别为0.77、0.24、0.30、0.23元/(kW·h)。

图2 分月分能源类型成交电量

  2.2 省间电力现货交易试运行成效分析

  省间现货在落实跨省跨区中长期交易的基础上，创新市场交易组织机制设计，统筹保供应和促消纳需求，发挥市场价格信号引导作用，在激发火电机组顶峰发电积极性、提升全网电力供应能力、促进清洁能源消纳等方面发挥了重要作用，为建设全国统一电力市场奠定了坚实基础。

  1）多层次统一市场体系基本确立，经受长周期多场景运行检验。省间、省内现货市场开展长周期试运行以来，市场运行经受了大范围寒潮、高温大负荷、重大保电等全范围、多场景的检验和考验，“统一市场、两级运作”的市场架构得以确立。

  2）省间电能量市场体系完整构建，实现电力跨省区市场化余缺互济。各地区可在省间中长期交易刚性执行的基础上，积极通过省间电力现货交易满足省内平衡。

  3）发挥市场价格信号引导作用，提升全网电力保供能力。全网用电高峰时段，火电机组在省间现货市场的成交均价明显提升，有效激励了火电企业顶峰发电的积极性。

  4）创新市场交易组织机制设计，统筹保供应和促消纳需求。省间现货市场创新交易组织方式，各地可根据供需状况灵活改变购售电角色。

  5）发挥市场优化配置资源作用，助力经济发展和节能减排。省间现货大幅减少了度夏期间中东部用电紧张地区的需求响应和有序用电规模，保障了经济社会和民生用电的平稳有序。与直接采取负荷管理措施相比，省间现货交易间接增加了中东部地区生产总值，助力经济社会发展。

  2.3 省间现货交易机制分析

  省间电力现货交易在落实跨省跨区中长期交易的基础上，当送端有富余能力、通道有剩余空间、受端有购电需求时，组织送受端市场主体自主报量报价，在日前、日内市场集中竞价，以社会福利最大化为目标开展电能量现货交易，实现电力余缺互济和清洁能源大范围消纳，交易机制设计如图3所示。

图3 省间现货交易框图

  省间现货交易采用考虑通道安全约束、网损和输电价的集中竞价出清机制，按节点边际电价结算，省间现货交易出清主要分为如下4个步骤。为更直观地描述，本文设计某4节点算例推演出清过程，如图4所示。

图4 某4节点算例模型

  步骤1：买方申报电力和电价折算至卖方。考虑路径输电费和网损，将买方申报的电力和价格按照所有可用交易路径折算到各卖方节点，买方根据不同交易路径分别向各卖方折算申报电力和价格，折算过程见图5。

图5 电力电价折算

  步骤2：交易对匹配。将卖方报价从低到高排序，买方报价按照交易路径折算到卖方后从高到低排序。按照高低匹配的方式，计算各交易组合价差并形成价差序列，交易对匹配情况如表1所示。按照价差递减的原则，报价最低的卖方和报价最高的买方优先成交。

表1 成交电力匹配情况

  步骤3：成交量分配。将交易对成交电力依照成交路径分配至相关省间通道，并根据省间通道的可用容量对成交电力进行校验调整。交易对按价差序列成交（价差相同时按申报电力分配成交电力），直至买方或卖方申报电力全部成交，或买卖双方价差为负，或输电通道无可用空间时交易结束。

  步骤4：出清电价计算。每个卖方节点最后一笔成交交易对的买卖双方价格算术平均值为该卖方节点竞价出清的节点边际电价，该节点所有成交交易按此价格结算。买方节点购电价格为卖方节点出清电价基础上叠加输电价格以及网损折价。经计算A省卖方节点边际电价为178元/(MW·h)，B省卖方节点边际电价为132元/(MW·h)，叠加输电价格及网损折价并加权平均后计算得到C省买方电价为305元/(MW·h)。

  2.4 思考和展望

  随着电力体制改革和新型电力系统建设持续深入推进，市场建设的基础条件发生重大变化，市场建设面临“保供应、促消纳、稳价格”的多元要求，现货市场建设运行难度进一步加大。面对新的形势，为全面加快推动省间现货市场建设，需在扩大主体规模、提升市场主体效率、研究市场交易机制、开展市场协同研究等重点方面进一步深化关键问题研究和机制探索。

  1）研究进一步扩大省间现货市场参与主体规模。为更充分发挥省间现货市场电力余缺互济和大范围资源优化配置作用，提升全网电力保供能力、促进清洁能源消纳，未来需进一步推动所有网调直调电厂参与，同时研究跨区特高压工程配套电源参与省间现货交易方案，研究推动虚拟电厂、新型储能等以独立或者聚合方式参与。

  2）研究提升省间现货市场出清效率。随着市场主体参与规模不断扩大、市场交易模型更加复杂，对市场出清效率和稳定性提出更高要求。需要利用电网拓扑聚合等值、稀疏矩阵、分布式存储等方式，通过传统解析与人工智能结合、并行计算、分布式计算等方式，提升计算速度和求解精度。

  3）探索研究省间现货市场绿电交易机制。省间现货交易中发电侧申报时，风电、光伏、火电等不同电源类型均有数据标签，为开展省间现货绿电交易奠定了基础。未来，可基于区块链技术，采用哈希运算、区块链溯源、高速共识算法等技术，探索研究开展省间现货绿电交易。

  4）开展“一次申报、两次出清”的省间、省级现货市场协同研究。随着市场建设更加成熟，为加快推进全国统一电力市场建设，加强省间、省内市场衔接，需开展“一次申报，两次出清”的模式探索。同时，为加强多层次现货市场间的衔接，需综合考虑负荷水平、新能源出力、机组运行方式等多种因素，优化完善通道可用输电能力计算，进一步提升结果精度。

  3 结论

  本文全面总结了试运行以来的情况和取得成效，重点分析了省间电力现货交易机制设计，并对未来的发展方向进行了思考分析。作为多层次统一电力市场体系的重要组成部分，省间电力现货市场在提升全网保供能力、促进清洁能源消纳、大范围优化配置资源等方面发挥了重要作用。随着电力体制改革和新型电力系统建设持续深入推进，需要继续完善交易机制，开展关键技术研究，助力电力供应保障和能源清洁低碳转型。