迎峰度夏及迎峰度冬期间电网负荷攀升，电力保供形势偏紧。国网华北分部扛牢电力保供安全责任，依托大电网互联优势，统筹华北电网资源，深入打造华北电网电力保供“大枢纽”，创新错峰交易机制，挖掘跨区跨省通道送电能力，扩大跨区跨省交易规模，提高资源配置效率，强化电力互济互保，扎实做好迎峰度夏（冬）电力保供。
创新利用负荷特性差异
开展错峰交易
东北、华北、华东等各区域尖峰用电时刻存在差异，尖峰时刻相对提前或延后1～2小时。国网华北分部时刻关注兄弟区域及省公司电力负荷情况，发掘各地电力资源时空互济能力，在各自尖峰时刻调整送电曲线，开展“时差精准错峰”。
2023年3月前后，国网华北分部积极同国网山东、江苏电力协调沟通，了解到两省晚高峰时段存在1小时时间差，于是紧锣密鼓开展交易组织，对华北送江苏、京津唐送山东两笔年度交易合同曲线进行调整，实现两省晚高峰时段电力置换10万千瓦。此次交易充分考虑两省晚高峰负荷时段差异，通过市场化方式实现电网资源优化配置和时空互济，为多省缓解度夏负荷高峰用电紧张形势、助力电力保供开辟了新的路径。
2023年7月，国网华北分部利用江苏进入负荷早峰较华北提前1小时的特点，开展跨区错峰交易，置换华北、江苏早峰时段电力20万千瓦，并依据山东早峰较京津唐提前的特点将所换电力在网内进行二次分解，开展华北省间错峰交易，置换山东、京津唐早峰时段电力20万千瓦，有效提升了两区三地的资源配置水平和电力保供能力。国网华北分部充分利用跨区负荷差异时空维度大与区内省间联络线灵活安排两者优势，形成“跨区+省间”两级错峰交易新机制，有效提升了两区三地的资源配置水平和电力保供能力。
5月，国网华北分部充分利用辽宁、京津唐、江苏晚尖峰用电时刻顺序出现特点，在各自尖峰时刻调整送电曲线，辽宁度夏晚尖峰时刻送电100万千瓦，京津唐、江苏在各自度夏尖峰时刻分别购电80万千瓦、100万千瓦，实现多区域电力错峰互济，助力电力保供。本次交易精细化安排辽宁送京津唐、江苏电力曲线，用满华北与东北、华东之间高岭直流和锡泰直流跨区通道剩余输电空间，同时满足两个受电省迎峰度夏尖峰时刻购电需求，相当于在迎峰度夏期间新增一座装机80万千瓦的电厂，充分发挥华北电网在全网电力保供中的大枢纽和资源优化配置作用。
创新利用发电资源时空差异
开展错峰交易
华北、东北、西北地区地理位置跨度大，日出和日落存在时间差异，负荷曲线和光伏发电曲线存在错峰，可充分利用跨区负荷差异时空维度大和跨区联络线安排灵活的优势，创新开展“三北互济错峰”。
在国调中心和北京电力交易中心指导下，国网华北分部联合国网东北、西北分部摸清电网错峰特性，明晰国—网—省三级调度、调度—交易的协同工作流程，深入分析华北、东北、西北电网的负荷、光伏发电、跨区联络线时间差异特点并开展错峰研究。2023年迎峰度夏期间，国网华北分部利用东北、华北、西北电网进入早峰时间依次约晚1小时，光伏出力存在45分钟至90分钟时差的特点,置换华北、东北、西北电网早峰跨区最大错峰电力20万千瓦。东北、华北、西北电网联合调整联络线交换功率，“三北电网”彼此响应，缓解电网平衡压力。
此次“三北电网”同时错峰互济是国网华北分部精准错峰、精准调度的一次有益尝试，提升了资源配置水平和电力保供能力。国网华北、东北、西北分部认真分析和评估本次同时错峰互济的开展情况及效果，积极探索建立适应更长周期、更大范围的跨区电力互济机制，用足全网资源，提升余缺互济水平，做好电力保供，推动能源转型。
创新利用发电资源禀赋差异
开展错峰交易
华北地区冬季处于富风期，风力大发；而青藏高原冰封千里，处于枯水期，水电欠发。国网华北分部将华北后夜富余风电送给青海、西藏和四川。这些省份夜间可少发电或不发电，待白天负荷高峰时刻，水电持续顶峰发电，保障高峰电力供应，基于发电资源禀赋差异进行“资源互补错峰”。
2023年迎峰度冬期间，国网华北分部探索实践华北、西北、西南电网“新火水”电量错峰交易，完成京津唐、冀北、山西送青海、西藏、四川电量3.26亿千瓦时，实现“用华北平原的风，蓄青藏高原的水”。此次错峰交易利用不同地区一次能源禀赋特点，分析区域间不同类型电源发电特性差异，结合能源时空特性，实现风、光、水、火等各类发电资源优化配置，实现华北的风不仅可以照亮北京的灯，还可以再蓄青藏高原的水，提高新能源消纳水平。
华北电网既作为“大受端”受入东北、西北电网电力，又作为“大送端”将电力送至华东、华中电网，成为全国电力跨区输送的重要枢纽。国网华北分部通过创新错峰交易，扩大跨区跨省交易规模，将送、受两个方向跨区联络线同时实现高比例输送电力，发挥华北电网电力保供枢纽作用。下一步，国网华北分部将不断扩大跨区跨省交易范围，强化电力互济互保，大力推进跨区跨省错峰互济机制常态化、规模化应用，扎实做好迎峰度夏（冬）电力保供。
原标题：跨区错峰交易 助力电力保供——国网华北分部持续扩大跨区跨省交易规模
