在国家能源局的正确领导下，华中能源监管局深入贯彻落实全国能源工作会议和能源监管工作会议部署，围绕深化电力体制机制改革、初步建成全国统一电力市场总目标，建立健全与中部地区崛起、长江经济带、川渝一体化等国家重大战略相适应的区域电力市场交易机制，积极稳妥推进华中区域电力市场建设，深化区域电力市场运行，服务区域电力高质量发展。
一、守正创新，区域中长期交易取得新突破
发挥区域电网资源统筹优化配置平台作用，充分利用送电通道剩余空间，稳存量、扩增量、挖潜量，积极拓展区内省间交易规模。创新交易方式，通过平段+高峰、高价+低价打捆交易策略，2025年4月达成河南送湖南、江西多月及月内增量交易共计22.6亿千瓦时。按照交易合同可在迎峰度夏期间实现豫赣、豫湘晚峰互济最大电力分别40万、50万千瓦，同时可以为河南新能源腾出发电空间达105万千瓦，增加消纳量超9亿千瓦时。加强交易协作，一季度通过区内省间互济互保会商和跨省区交易协作，协调送受端价格、曲线分歧，实现川藏地方政府达成年度交易协议电量3.5亿千瓦时，河南送四川多月交易电量31亿千瓦时，重庆送西藏月内交易0.15亿千瓦时，为川藏枯水期保供提供支持。四川攀西富余电力送江西、湖南交易电量共10.75亿千瓦时，缓解四川攀西受阻断面内弃水压力。扩大交易范围，鲤鱼江电厂送湖南跨经营区交易常态化开展，达成交易电量4.36亿千瓦时、最大电力60万千瓦。
二、深耕细作，区域电力市场运行取得新成效
一是峰谷互补促消纳。2025年一季度，华中（东四省）省间电力调峰辅助服务市场交易总天数达到80天，日均交易超6笔，较往年大幅提升，实现新能源减弃增发5.20亿千瓦时，跨省调峰最大电力343万千瓦，其中湖北、河南、湖南、江西接受跨省调峰最大电力分别为170万、250万、200万、269万千瓦。二是余缺互济保供应。一季度，华中省间备用辅助服务交易22次，为华中各省提供保供电量共0.37亿千瓦时，实现跨省备用互济最大电力198万千瓦，其中湖北、河南、湖南、江西接受跨省备用互济最大电力分别为118万、98万、99万、198万千瓦，实现四省平稳度冬。三是紧急互援补缺口。为保障去冬今春西藏电力电量平衡正常，在中长期、现货等市场化手段用尽的情况下，启动川藏省间应急调度25次，支援西藏电量共计3800万千瓦时、最大支援电力35万千瓦，在西藏电网负荷12次创新高、日用电量8次创新高的情况下，有力保障了西藏电力供应，为西藏震后恢复提供了稳定电力支撑。
三、担当作为，区域电力市场建设取得新进展
按照《2025年能源监管工作要点》“研究建立西北、华中等区域电力互济交易机制”要求，华中能源监管局立足华中实际，进一步加强区域电力市场顶层设计和统筹谋划。一是组织编制华中省间电力互济交易规则。按照《电力辅助服务市场基本规则》“区域调峰、存在电能量交换的区域备用等交易，应当及时转为电能量交易”要求，建设华中省间实时电能量互济市场，组织编制《华中省间电力互济市场交易规则》，全面继承现行华中省间电力辅助服务市场中涉及跨省电能量交易的调峰、备用交易品种，覆盖当前跨区市场未延伸、省内市场未覆盖的市场交易需求，构建涵盖保供电、促消纳两大场景的省间电力互济交易机制。二是推动构建华中（东四省）电力市场建设联席会议机制。建立健全区域电力市场建设工作制度，编制区域电力市场联席会议机制工作方案，为落实区域市场建设任务、完善市场交易规则、做好省间省内市场衔接、协调解决市场建设重要问题等工作提供组织保障。三是持续完善川渝一体化调峰辅助服务市场。指导市场运营机构完成技术支持系统建设，组织开展两次模拟试运行，推动支撑系统从日前川渝单向水火电置换交易，向日前日内川渝水火风光储双向互济迈进。
下一步，华中能源监管局将按照国家能源局《加快全国统一电力市场2025年重点任务分工方案》要求，持续推进区域电力市场建设，从完善深化省间电力互济交易机制、探索建立川渝藏备用辅助服务市场、加强区域电力市场运营数字化监管等多方面，因地制宜探索华中区域电力市场建设模式和路径，为加快建成“主体多元、统一开放、竞争有序、监管有效”的全国统一电力市场贡献华中力量。
