华中区域省间电力市场加速建设

展望未来，华中、华东、华南等区域性市场将成为电力市场建设的重点。

为推动华中（东四省）电力市场建设，促进区域内电力余缺互济和资源优化配置，支撑电力保供、可再生能源消纳和电力系统经济运行，近日，华中能源监管局发布《华中区域（东四省）省间电力互济市场交易规则（征求意见稿）》（以下简称“意见”）。

在业内看来，意见的制定是深入贯彻区域协调发展战略和全国统一大市场决策部署的具体实践，通过构建区域电力市场，能够打破省间壁垒，促进电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，为长江中游城市群发展提供坚实的能源保障。

为新能源企业开辟新增量市场

意见明确，将煤电机组、抽水蓄能电站、新型储能（含具备条件独立运行的新能源配建储能）、用户侧可调节资源、负荷聚合商或虚拟电厂等经营主体全部纳入市场，为各类调节性资源参与跨省交易提供政策支持。同时引入供需两侧不同类型的多元经营主体同台竞价机制，构建“双边+单边”的出清模式，推动可再生能源企业“报量报价”或“作为价格接受者”参与省间电力互济交易，提升区域市场价格发现能力。

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎接受《中国能源报》记者采访时表示，华中区域省间互济市场的建立，是推动全国统一电力市场建设的关键一步，对促进区域电力余缺互济、提升可再生能源消纳率、打破省间壁垒具有重要意义。该市场作为全国统一大市场的第二层基础，将通过市场化机制，实现区域电价的协同联动，最终以市场化方式高效配置电力资源。当前，我国电力市场建设目标明确，即构建“全国统一大市场”。然而，市场建设是一个循序渐进的过程。现阶段，电力交易仍以省内市场为主，辅以少量的省间交易。

“对于发电企业，尤其是火电和新能源而言，省间电力互济市场的建立将带来新机遇。”厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺对《中国能源报》记者表示，一方面，省间电力互济市场有助于火电企业通过分档报价积极参与跨省保供电交易，动态匹配机组售电上限与电力报价，有效覆盖火电企业的灵活性改造投资和调峰损失。另一方面，省间电力互济为新能源企业开辟新的增量市场，通过跨省促消纳交易突破本地消纳瓶颈、降低弃电损失，借助市场化手段缓解区域内各省市时段性、局部性的电力供需不平衡矛盾。

业内认为，在交易机制方面，意见引入的供需两侧不同类型的多元经营主体同台竞价机制、构建“双边+单边”的出清模式，允许可再生能源企业根据自身情况选择“报量报价”或“作为价格接受者”参与省间电力互济交易，既给予新能源企业更大的自主权，又通过市场化竞争提升区域市场价格发现能力。例如，内蒙古与北京、天津已成功开展多月绿电交易，实现跨区清洁能源的优化配置。

展望未来，华中、华东、华南等区域性市场将成为电力市场建设的重点。“这些区域性市场旨在为最终形成全国统一大市场奠定坚实的基础，构建起承上启下的‘第二层’市场架构。”彭澎说。

绿电交易价值仍难充分体现

意见对于促进可再生能源消纳具有重要意义，通过省间互济，可以将可再生能源富集地区的电力输送到负荷中心，解决可再生能源消纳的时空分布不均问题，加快能源结构向绿色低碳转型。然而，不容忽视的是，当前区域电力互济市场机制存在多重缺陷，主要体现在交易机制不完善和价格政策不协调两方面，这些问题共同削弱了发电企业的收益确定性，抑制了其参与跨省跨区交易的积极性，阻碍了电力资源的优化配置和绿色低碳转型。

孙传旺提醒，区域互济市场机制缺陷削弱企业的收益确定性，跨省跨区中长期送电价格协商难、送受端电力曲线匹配难。价格政策矛盾抑制发电主体积极性，送受端调峰容量成本分担机制缺位，跨省跨区绿电交易价值难以充分体现。

“首先，省间电力互济交易结果纳入省间送受电调度计划，对发电企业的灵活性提出更高要求，需同步协调省内发电计划与跨省电力交易。”孙传旺分析，其次，发电企业的收益结构多元化，火电企业的收益来源从单一省内售电拓展至保供电溢价及促消纳补偿，新能源企业的收益依赖于跨省消纳量，需权衡省内与省间市场的优先级。

一位不愿具名的业内人士直言，跨省跨区绿电交易本应是推动能源结构转型的重要手段，但由于缺乏合理的定价机制和绿色环境权益，如绿证的跨省互认，导致绿电的环境价值在交易中得不到充分体现，其价格与常规火电拉不开差距，削弱了发电企业投资和输送绿色电力的动力。

业内认为，跨省跨区绿电交易的价值难以充分体现，主要受限于绿证等环境权益的跨省流转机制不健全。为解决这一问题，需推动绿色环境权益如绿证的全国统一市场建设，明确绿电在跨省交易中的溢价机制，使发电企业的环境成本得到合理回报。

确保电力互济交易与电网承载力匹配

“区域市场的建立将有力破解长期存在的省间壁垒，促使各省电价从相对独立走向相互影响、协同联动。这种价格信号的传导，能够更真实地反映区域内的电力供需关系，引导发电侧和用户侧做出更合理的响应行为。”彭澎表示，在传统的行政撮合模式下，跨省跨区送电往往面临流程复杂、协调困难等问题。而市场化的交易规则充分尊重交易双方——发电企业和电力用户的自主意愿。通过交易平台，买卖双方可以直接达成交易，不仅提高交易效率，更能通过价格发现，实现资源的最优配置，真正体现“用市场的方式实现市场的目的”。

孙传旺认为，电网企业在省间电力互济市场中扮演重要角色，电网企业协同构建涵盖各类交易场景的跨区常态化交易机制，完善电力交易平台功能，实现交易平台互联互通，促进电力资源的省间优化配置。电网企业能够保障重点时段电网安全运行和电力可靠供应，确保电力互济交易与电网承载力匹配。

然而，需要注意的是，送端新能源基地的发电曲线具有波动性和不确定性，而受端负荷中心的用电曲线相对固定。现有交易机制难以实现双方发电与用电曲线的精准匹配，增加了电网的运行风险和调节难度。“跨省跨区输电往往需要送端或电网提供额外的调峰服务，如抽水蓄能、火电灵活性改造等，来保障电力供应的稳定性。然而，相应的调峰容量成本没有明确、合理的分担机制不完善，这部分成本或由发电企业独自承担，或无法得到补偿，严重影响了其参与调峰的积极性。”上述不愿具名业内人士直言。

在跨省输电通道规划和调度运行方面，电网需要新的考量。孙传旺认为，一方面，电网企业应当继续推进特高压交直流工程领域的投资和建设，持续优化完善主干网架，着力提升输电通道利用率，发展更为稳定的输电技术和输电设备，实现跨省输电通道建设与电力系统供需的精准适配，为制造业集群和战略性新兴产业提供跨区域、大容量的高质量电力供给。另一方面，电网企业需要积极推广“云大物移智链边”等先进数字信息技术在电网调度各环节的广泛应用，协同搭建智能运维平台，全天候、实时性监测电网运行状态与系统供需状况，强化事故状态下的电网互济支撑，为实体经济构筑起抗风险能力更强的能源保障体系。

文丨本报记者 苏南

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出品 | 中国能源报（cnenergy）

编辑丨闫志强