重磅落地！华中四省（鄂湘豫赣）电力互济细则出台，保供再添底气

来源：中国能源网

近日，国家能源局华中监管局正式发布《华中区域（东四省）电力互济交易实施细则》（以下简称《细则》）。《细则》的出台，标志着覆盖湖北、湖南、河南、江西四省的华中区域电力市场建设迈出了关键一步。《细则》旨在建立一套市场化的省间电能量余缺互济机制，填补省间现货与省内市场之间的空白，提升华中电网调资源优化配置和保供水平，使电力保供和清洁能源消纳更有底气。

构建区域余缺互济“新机制”

近年来，随着新型电力系统建设的加速推进，我国电改正迈向深水区。国家发改委、国家能源局发布的《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》明确提出，“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”。在此背景下，原有的华中省间辅助服务市场与国家政策不匹配，区域层面亟需建立市场化的电能量余缺互济交易机制。

“此次出台的《细则》旨在解决当前跨区省间市场未完全延伸、省内市场覆盖有限的痛点。”参与起草的国网华中分部调控中心杨铮对《中国能源报》记者表示，其核心逻辑在于利用区域电网“体量大小适中”的优势，在省间电力中长期交易和省间电力现货交易的基础上，挖掘省间通道的剩余输电能力。

《细则》最鲜明的特色是“互济”。这不仅是简单的电力买卖，更是区域电网安全运行的“调节器”。在省间电力现货交易结束后，如果区域内各省级电网仍有电力平衡调节需求，互济交易机制将启动，通过市场化手段统筹调用区域内的各类调节资源。“这意味着，各省可以根据自身余缺情况，在不同时段灵活切换购售电角色。”国家能源局华中监管局相关负责人对《中国能源报》记者表示，例如，某省份在光伏大发时段可作为售电方输出电力，而在晚高峰时段，则可作为购电方接受支援，以此实现真正的“余缺互补”。

打造源网荷储协同“圈子”

《细则》的一大亮点在于其开放性和包容性。以前交易是发电企业和电网企业两家在“玩”，现在煤电、水电、新能源、抽蓄、新型储能、虚拟电厂都能来凑热闹。

在参与主体方面，《细则》实现了“双向开放”。其中，煤电、抽蓄、新型储能可实现购售电角色的灵活切换，既可作为购电方参与互济交易，也可作为售电方参与互济交易，充分挖掘源网荷储调节潜力。

在业内看来，灵活切换的设计，打破了传统的发用界限，特别是允许煤电、抽蓄和新型储能实现购售电角色的灵活切换。例如，新型储能可以在充放电之间灵活转换角色；抽蓄电站既可在发电时作为售电方，也可在抽水工况下作为购电方。

值得注意的是，《细则》为经营主体提供多种可选择的市场参与模式。规则设计了“日前报价、日内报价可调”的交易价格申报模式；建立了“双边+单边”的两次出清模式；针对华中区域新能源、水电“单体小、分布广”的装机特点，在互济交易中提供了“报量报价”“报量不报价”或“缺省申报”三种申报模式。出清模式由经营主体自愿选择，对于量价未能匹配的交易需求，可以自愿采取“购电方沿用已申报的量价数据、售电方接受价格”的方式，继续开展余量出清。

针对日益重要的新型经营主体，《细则》也给予了明确的市场地位。调度调用新型储能、独立参与的负荷侧可调节资源、负荷聚合商及负荷类虚拟电厂等均被纳入交易范畴。“目前华中区域电力系统调节能力建设持续深化，例如湖北目前已接入40余家虚拟电厂，接入可调用户数量2200余家，调节容量超310万千瓦，湖南新型储能装机已突破300万千瓦，此外到‘十五五’末期华中电网抽蓄总装机预计将达到3000万千瓦。”华中科技大学管理学院和电气与电子工程学院双聘教授鲍玉昆对《中国能源报》记者表示，这一机制设计丰富了市场调节手段，为灵活调节资源参与跨省市场获利提供了渠道，有效扩大了省间电力互济资源池。

确立刚柔并济的“护航网”

电力交易，只达成协议不行，更重要的是如何执行与结算。为此，《细则》对交易执行、偏差处理、计量结算及风险防控进行了周密设计，形成了一套科学闭环的管理体系，保障市场运行的严肃性和可操作性。

在交易执行层面，《细则》明确互济交易为实物交易，必须刚性执行。特别是针对省内现货市场运行与否的两种情况，分别制定了详细的执行逻辑。例如，对于购入电能量的煤电机组，规则明确要求按照交易结果从高到低扣减发电能力。这个规定从机制上杜绝了参与主体“占而不买”或“恶意套利”，确保了跨省送受电计划的落实。

在多层次市场衔接方面，《细则》有序衔接了省间与省内两级现货市场。具体而言，在省内市场预出清确定全省开机方式后，通过先后组织开展省间现货和区域互济交易，跨省跨区联络线调度计划最终确定，共同作为省内市场正式出清的边界刚性执行，多层次市场的功能边界更加明晰，避免了功能重叠和市场冲突。

业内认为，《细则》通过创新机制设计、多元主体引入和严密运行管控，将为华中区域电力保供和清洁能源消纳提供强有力的支撑。未来随着《细则》的正式落地实施，华中区域电力资源优化配置将更加高效、灵活。