在实现碳达峰、碳中和以及构建新型电力系统的目标过程中，新能源逐渐成为主要的电力来源。然而，由于新能源的有效容量较低，缺乏调节能力，仅依赖省内装机规模的火电机组，电力系统的电力和电量平衡面临着保供电和保消纳的双重挑战。

各省的保供电和保消纳需求在不同时间尺度上存在时空差异。通过建立更加灵活的省间电力交易机制，促进省间电力交互功率的主动优化，实现电力平衡能力在全国范围的优化协作。

一、新型电力系统下的电力电量平衡模式变化

高比例新能源的间歇性、波动性与随机性，给电力系统运行所需的资源能力带来三大挑战。

保障供电充裕性所需的可信容量不足

目前，我国全社会用电需求还将保持长期持续增长趋势，火电受限于装机规模约束，能够满足峰值负荷的可信容量不足，2022~2035年，火电装机与最大用电负荷比值预计由1.07下降到0.77左右,火电最大出力与最大用电负荷比值预计由0.84下降到0.66左右，由于风电、光伏自身出力的间歇性，目前风电、光伏等新能源能够提供的可信容量较低，仅靠火电将无法满足系统峰荷供应，需要更为有效的机制激励低可信容量的风光主体提升可信容量水平。

保障供电灵活性所需的调节容量不足

随着新能源比例的增长，考虑风电、光伏等新能源出力的日净负荷曲线峰谷差不断提高，部分省份日净负荷曲线已经呈现典型的“峡谷曲线”特征，目前的火电灵活性改造提升了火电机组的调节范围，但从长期来看，仅靠火电机组，爬坡速度与调节范围不足以满足省级电网平衡的调节需求。

保障供电灵活性所需的备用、调频需求大幅增加

考虑风电、光伏等新能源出力的随机性特点，为了省级电网实时平衡，需要预留越来越高的备用与调频能力，这一点在我国送端省份和受端省份体现得均比较明显，送端省更多地表现为集中式新能源预测偏差，受端省份更多地体现为分布式新能源预测偏差，省级电网预留备用面临越来越高的备用资源紧缺与经济成本高涨压力，这一点在英国实时平衡市场中体现得也越来越明显（采购的上调节、下调节等辅助服务费用快速增长）。

在此背景下，电力系统传统的平衡模式面临较大的变化，仅靠传统的实时调度手段已难以满足守住电网安全底线的要求，充分利用各省负荷特性的时空差异，在中长期、日前、实时等不同时间尺度优化省间电力交换，对于保障我国电网的电力供需平衡的安全性与经济性水平具有重要现实意义。

高比例新能源带来的高随机性决定了采用确定性平衡方式面临越来越大的技术与经济性挑战，在不同时间尺度上需要考虑不同概率风险度的平衡策略

电力平衡从中长期电量平衡、日前确定性电力平衡、实时偏差调节控制的模式，朝着计及不同概率风险水平的年度、月度、日前、实时的电力滚动平衡模式发展。这对于省间市场运营提出了更高的要求，需要提供一个从年度、月度到日前、实时时间尺度，梯次优化利用省间通道输送能力，统一价格逻辑的省间市场运营机制。

高比例的新能源带来越来越高的备用、调频需求，对于省间备用共享机制提出了新的需求

与省级电网分别独自留取备用、调频等辅助服务相比，在更大范围的市场中，依托不同地域的电力时空互补特性，可以有效降低备用、调频等辅助服务需求的预留成本，欧洲统一电力市场正在尝试建立的欧洲统一实时平衡市场也是以此为基础在考虑，通过建立标准化的辅助服务品种，在欧洲实现各类型备用的统一招标、采购。

需要提供一种激励长期容量充裕性的容量市场机制

目前，我国还没有建立电力容量市场，一些针对电力容量市场的研究很多也是针对省级电力市场来开展。当然这是基于我国以省为平衡责任主体的格局和客观现状，考虑到我国省间市场依托交直流混联电网开展，省间功率交换水平与各省运行存在较强关联，省间功率交互水平对于省级电网容量充裕性水平评估影响较大，尝试探索构建省间容量市场机制具有一定的实践意义。不过由于涉及省间输电通道输电权、输电功率可靠执行协调，以及容量费用跨省分摊等难点问题，还需要进行深入评估。

二、省间现货交易少与省间壁垒有关

电力现货市场交易电量只占整个电力市场的20%，而2022年省间现货交易电量占比还不足1%。省间现货交易少得可怜，与省间壁垒有关。

直到现在，发电配额的调度模式仍受到地方保护的影响。无论在电改前还是电改后，地方国企的机组效率都显著低于央企。但是地方政府却有十足动力去保护本地低效率机组。

以南方五省（广东、广西、云南、贵州、海南）为例，电改前后央企煤电机组的平均发电标准煤耗分别为308.7和305.6克标准煤/千瓦时，而地方国企煤电机组的平均煤耗分别为317.4和311.8克标准煤/千瓦时。

这主要是因为电力市场以省为单位，地方政府对发电调度负责，这种制度引发地方保护。地方发电企业的发电收入直接贡献地方财政收入，因此，地方政府有动机偏向当地企业。由此，低效率的地方煤电机组反而在计划调度中得到了更多的运行小时。

大力度推进电改，将包括现货市场在内的电力市场，从省内扩围到省间甚至建成全国统一的电力市场，不仅能够大幅增加能源利用效率，还将更加有效实现减碳。

以南方电网供电区域为例，广东的可再生能源数量较少，但电力需求又很大。由于省间壁垒，广东很难充分利用云南、贵州等其他省份的低成本清洁电。而一旦建立全国市场，广东将不再受到本省禀赋的限制。省外电力价格更低、排放更少，广东完全可以直接跨省购买电力，减少本省低效率电的生产。

对跨省调度的效果，中国人民大学能源经济学博士相晨曦团队，以2018年的广东电力市场为对象进行测算，如果建成全国统一电力市场，发电组合中高效率的煤电机组比重上升，二氧化碳排放相比于电改前可减少310万吨，由成本节约带来的经济效益提升可以达到73亿元。

针对打破省间壁垒、建成区域电力现货市场，《通知》提出明确要求，南方区域电力现货市场在2023年底前启动结算试运行；京津冀电力市场在条件成熟后，力争2024年6月前启动模拟试运行；2023年底前建立长三角电力市场一体化合作机制，加快推动长三角电力市场建设工作。

市场化交易电量的持续扩大，业已成为一股倒逼电力体制改革的力量，迫使传统电力系统破除行政垄断思维，动既得利益的“奶酪”，拆除体制性“藩篱”。电力省间壁垒，亟待加速破除。

三、如何建立未来省间电力市场

改革现有的按通道收取输电费方式，建立省间交易的统一输电费收取机制，提高省间市场流动性，进一步提升全国统一电力市场的资源优化配置能力

在现行的按通道收取输电费方式下，由于需要考虑交易对手方所处位置以及途经输电路径差异带来的输电费差异，出清方式采用了基于路径组合的购售双方交易对匹配成交方式，较之前采用的单通道交易，对于全国统一电力市场的优化效率有了较大的提升。考虑到未来省间交易规模放量增长的需要，有必要进一步改革现有的按通道收取输电费方式，建立省间交易的统一输电费收取机制，提升市场主体的竞争公平性，以及出清结果的可执行性，提升省间市场的流动性水平，从而更为有效地发挥全国统一电力市场的优化配置能力。

建立功能定位明晰的省间市场新商品品种

省间长期合约、长期交易为各省份的容量充裕性提供基础保障。各省份受“双碳”目标约束，火电等能提供可信容量供应的传统机组装机规模逐步受限，风光等新能源主体能够提供的可信容量较低，满足峰值负荷供应所需的可信容量不足，各省通过配置储能容量、负荷侧资源响应等多种手段，以提升高峰负荷保障供应能力，均面临较高的经济成本。如果能构建交易结果具有刚性执行效力的省间电力容量市场，一定程度上可以利用各省净负荷的峰值时间差异，实现供应能力在空间和时间上的优化安排。

中短期的备用共享交易解决各省份预留备用的经济性问题。省间共享备用市场不同于省内的备用市场，因为其实质是利用省间联络线功率交换调整来提供备用能力，参与的主体更多应该是省级电力公司代理，考虑到跨省备用能力预留需要占用省间通道的可用传输能力，需要将可用传输能力纳入统一管理和动态更新。

建立更高效的省间市场与省级市场衔接机制

市场间的内在关联性应该是通过市场成员在不同市场间参与方式、收益方式的关联性来体现，通过市场成员的竞价决策来实现不同市场价格水平的有效衔接。

提升省间市场与省级市场的价格衔接。在省间市场与省级市场定价机制逐步衔接之后，考虑通过省间、省级市场报价方式的统一，实现省间市场与省级市场价格的有效衔接，市场成员可以以省级现货市场价格，在省间市场与省级市场中综合决策，通过报价逐步实现市场间的价格耦合。此外，与之配套的是省间市场与省级市场的市场限价有效衔接，省间市场的市场限价需要充分考虑各省级现货市场的市场限价、一次能源价格、失负荷价格等，综合平衡省间市场价格帽高低对于购电省份的平衡风险缓解的激励效果、省内平衡成本以及经济承受能力。

弱化省间省内的强时序衔接。在省间市场形成的输电计划执行方面，在省级现货市场出清时序之前，可以把基于不同时序的省间市场累计交易结果确定的省间输送功率计划作为省级现货市场的出清边界，而在出清时序之后的省间市场交易结果，可滚动更新形成新的省间输送功率计划，作为后续时段省间现货市场的出清边界。

在省间市场形成的市场成员中标结果执行方面，一定程度上可以解耦，即市场成员实际启停安排以省内日前市场（可靠性机组组合）为基准，实际出力安排以省内实时市场为基准，省间市场交易中市场成员的中标结果可以看作在省内现货市场之外，该成员在省间市场购买的一份合约（可以是中长期、日前、日内等不同时间尺度购买）。

文章来源： ​中国电力企业管理，华夏能源网