2024年10月15日，我国省间电力现货市场转入正式运行！
（来源：北极星售电网 作者：梦梵）
这是我国电力体制改革的一项重要进展，将在更大范围内促进电力在省与省之间流动，更好地反映出电能的时空价值。
我国省间电力现货市场自2022年1月起试运行，实现了市场范围由点到面的持续扩大，目前已覆盖国家电网和蒙西电网区域，有力地促进了省间电力互济、电力保供和清洁能源消纳。
历经近1000天的实践检验，省间电力现货市场转入正式运行。
截至目前，省间电力现货市场参与主体超6000家，覆盖多类型发电主体，累计交易电量超过880亿千瓦时，其中清洁能源电量占比达44%。
本文将从省间电力现货市场发展脉络、交易组织、市场成员、出清结算、对市场各方的影响及省间输电价格等方面，帮助了解省间电力现货市场。
省间电力现货市场发展脉络
所谓省间电力现货市场，主要是指在落实省间中长期交易基础上，利用省间通道剩余输电能力，开展的省间日前、日内电能量交易，省间电力现货交易为实物交易，是全国统一电力市场的重要组成部分。
回顾省间电力现货交易的发展，一路走来，步履坚实。
2017年8月，省间现货交易“雏形”——跨省区富余可再生能源现货交易开始进行，卖方主体为送端电网内水电、风电和光伏等可再生能源发电企业，进一步打开了省间壁垒。
2021年11月1日，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》（发改办体改〔2021〕837号），同意国家电网有限公司按照省间电力现货交易规则组织实施。2021年11月22日，国家电网有限公司正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》 （国家电网调〔2021〕592号）（以下简称“规则”）。
规则的印发标志着省间电力现货交易有章可循，向构建“统一市场、两级运作”的电力市场体系又迈出了坚实的一步，是中国电力现货市场建设的重要里程碑。
自2022年1月起开展模拟试运行以来，省间现货市场经历了2日试结算、4日模拟试运行、7日结算试运行，整月结算试运行及连续季度结算试运行，各项工作进展顺利。
与跨区域省间富余可再生能源现货交易相比，省间现货交易规则具有市场覆盖范围更大更广、交易时序提前、频次增加，交易机制更为完善的特点，市场主体在省间电力现货交易过程中角色转换更灵活、市场出清机制更加完善高效。
省间电力现货交易试运行情况
省间电力现货交易如何参与？
省间电力现货市场可以真实、有效反映市场供需，形成“能涨能跌”的市场化价格机制，目前省间市场已形成由省间中长期、省间现货、区域辅助服务等在内的完整市场体系，通过省间电力现货交易，以市场化手段引导电能从平衡富余地区流向平衡紧张地区，可以激励发电企业在满足省内发电计划基础上主动顶峰发电，那么，省间电力现货如何参与？
交易范围
目前，省间电力现货交易主要在国网经营区和内蒙古电力公司经营区开展试点交易。
市场成员
现阶段，省间电力现货交易的市场成员有发电企业、电网企业、售电公司、电力用户及市场运营机构。
具体来说，卖方主体包括风电、光伏、水电等可再生能源企业以及火电和核电发电企业；
市场运营机构包括国调中心、区域调度中心、省调中心、北京电力交易中心以及省级电力交易中心；
买方主体包括电网企业、售电公司、电力用户。其中电网企业可以代理省内用户参与省间现货交易。优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业参与省间电力现货交易。
交易周期
省间电力现货交易可以开展日前现货交易和日内现货交易。
其中日前现货交易每日开展，组织次日的省间电力现货交易。市场主体在交易日11时至11时30分申报分时“电力-价格”购售电曲线，在12时30分前完成次日省间日前现货交易集中出清。
日内现货交易每日开展12次，按固定时段开展，每段时长出清未来2小时的现货交易电量。
交易出清
省间电力现货交易采用“集中竞价”的出清方式，即买卖双方都可以报价，按照买卖双方价差递减原则依次出清，价差最大的交易对优先成交，最后一笔成交报价的均价将成为系统边际电价。
2024年上半年省间电力现货交易量价情况
截至2024年上半年，省间现货市场累计成交电量746.8亿千瓦时，送端成交均价为54元/兆瓦时。
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，卖方成交量前五省区为：四川、山西、宁夏、新疆和辽宁。
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，买方成交量前五省区为浙江、江苏、上海、四川、安徽。
截至2024年上半年，火电、水电、风电、光伏分别占总成交量的53.32%、21.37%、18.52%、6.78%。
火电、水电、风电、光伏成交均价分别为77元/兆瓦时、24元/兆瓦时、30元/兆瓦时、23元/兆瓦时。
省间电力现货交易对市场主体各方的影响
省间电力现货交易使得各地区的发电和用电资源能够更高效地进行实时交易，让实时价格成为电力“调度员”，更好促进新能源消纳。对于市场主体来说，有机遇也有挑战。
对于发电侧，在提高盈利和消纳水平上提供将更加广阔的空间。
新能源发电企业可以在更大范围内销售其电力产品，有效解决了部分地区新能源消纳难的问题。新能源发电边际成本相对火电偏低，在市场同台竞争机制下，新能源发电更易被优先调度。截至2024年9月，省间电力现货市场累计消纳可再生能源电量近400亿千瓦时。
而对于传统火电企业而言，省间现货市场的开启，意味着更多地域范围的市场成员将涌入参与市场竞价。这可能导致传统燃煤发电企业的一部分市场份额被挤压，竞争更加激烈。现货模式下，火电企业收益主要由中长期合约收益、现货电能量交易收益和容量成本补偿三部分组成，火电企业要结合区域政策和企业实际，合理研究制定现货交易措施，提前部署交易方案和策略。
对于用电侧，用户用电有了更多选择空间，可以按照“按需用电”和“按价用电”调整，在降低用电成本上创造更多可能。
随着省间现货市场逐渐走向正轨，一些新型市场主体，如虚拟电厂、储能等新业态也将全面参与其中，将带来更多市场机会。
2025年跨省跨区交易各环节输电价格
根据省间电力现货交易规则确定，输电价格是顺序链接形成交易路径的各跨省区交直流输电通道和各省内相关输电通道的输电价格之和。
同时根据国家发展改革委要求，通过跨省跨区专项输电工程和区域共用网络参与跨省跨区电力交易的用户，其购电价格由市场交易价格、送出省输电价格、区域电网电量电价及损耗、跨省跨区专项工程输电价格及损耗、跨省跨区输电工程降价分享空间、落地省省级电网输配电价和政府性基金及附加组成。
以下为2025年跨省跨区相关输电价格，请保存收藏~~
