7月以来,全国多地遭遇极端高温天气,用电负荷持续攀升。7月17日,全国最大电力负荷15.08亿千瓦,连续两日突破15亿千瓦,创历史新高。当下,迎峰度夏能源保供工作已进入关键时期,作为全国统一电力市场的重要组成部分,省间电力现货市场发挥了关键作用。今夏,国家电网经营区省间现货最大互济电力1097万千瓦,精准支援17个用电紧张省份,以市场化手段破解能源逆向分布难题。7月21日,国家电力调度控制中心副总工程师王德林接受了公海gh555000aa线路检测传媒记者的专访,深入解读了省间电力现货市场的重要意义、发展历程和运行成效。
我国能源资源与负荷中心逆向分布,80%以上的能源资源分布在西部、北部地区,而70%的用电负荷集中在中东部地区。随着“三北”地区新能源装机规模和中东部负荷持续增长,仅依赖传统计划手段、立足本省电力电量平衡的方式已难以为继。“构建大电网、支撑大市场,通过全国统一大市场实现资源大范围优化配置,是解决我国能源供需矛盾的必然选择。”王德林说。
省间电力现货市场运行平稳,交易活跃。2015年,《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》明确提出“推进跨省跨区电力市场化交易”。2021年11月,国家发展改革委、国家能源局联合批复省间电力现货交易规则。2022年,省间电力现货市场启动试运行,逐步进入连续运行,并于2024年10月15日按程序转入正式运行。目前,省间现货纳入6000余家发电主体参与交易,累计成交电量超过1100亿千瓦时。
省级电力现货市场建设加速推进。目前,国家电网经营区内26个(除西藏外)省级现货市场全部开展运行工作。山西、山东、甘肃、湖北4地现货市场已正式运行。浙江、安徽、福建、陕西、河北南网、辽宁6地现货市场开展连续结算试运行,13地开展结算试运行,京津冀北市场开展模拟试运行。
跨经营区交易机组积极探索。随着国家发展改革委、国家能源局发布《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》,全国统一电力市场建设迈出关键一步,促进电力要素资源在全国更大范围内畅通流动。
“能涨能跌的价格机制,是现货市场的核心生命力。”王德林强调,这种机制既反映电力的时空价值,又引导供需两侧协同优化,实现资源最优配置。
今夏供需紧张时段,省间电力现货成交均价升至0.59元/千瓦时,较省间中长期交易均价高57%,有效激励火电机组顶峰发电;而4至6月新能源大发期,省间电力现货成交均价降至0.22元/千瓦时,引导高耗能企业错峰生产。“价格弹性让市场像‘缓冲器’,平抑了供需波动。”王德林说。
这种调节作用在省级现货市场同样显著。山东通过现货市场分时价格信号,引导市场化用户午间填谷583万千瓦、晚峰移峰225万千瓦;辽宁鞍山、营口地区100万千瓦高耗能负荷,主动从晚尖峰转移至上午光伏大发的低电价时段,既降低企业成本,又提升新能源消纳能力。用户从‘被动接受’变为‘主动参与’,负荷侧调节潜力被充分激活。
谈及电力现货市场在今年迎峰度夏中的“实战”表现,王德林用“三方发力”进行了总结:
电源侧的变化最为直观。现货市场通过价格信号,激励机组加强运维保障,减少非停受阻,实现“稳发满发”。山东现货高价激励电厂优化生产组织,2025年7月4日,负荷创新高,当日60万千瓦以上机组非停率和受阻率实现“双零”;湖北通过现货市场高峰高价有效激励各类电源顶峰发电,2025年7月4日,全省火电受阻容量降至2%,较2024年同期下降约50% 。同时,现货市场促进高效、清洁机组多发电,实现社会福利最大化。山西北部大容量低成本机组2025年上半年较全省煤电平均多发电超过400小时,降低电力供应总成本约2.8亿元。
电网侧的跨省支援更见实效。入夏以来,省间现货最大互济电力1097万千瓦,极端高温时精准驰援川渝等17个省份。省间现货实现精准跨区支援互济,有效缓解了川渝等地区供电紧张局面。“现在国网、南网的跨区交易系统已经联调通了,下一步就会有更多的省份参与到电力余缺互济中来。”王德林透露。
用户侧的调节潜力被充分挖掘。省级现货市场价格信号有效引导工商业用户优化用电曲线,削峰填谷,降低用能成本。甘肃高耗能负荷主动响应市场价格,日负荷最高峰由晚高峰转移至午间光伏大发时段,削峰填谷负荷240万千瓦,占甘肃电网总负荷的10%。此外,现货市场还引导储能、虚拟电厂等调节型资源发挥灵活调节优势,助力新主体新业态持续发展。山西境内13座独立储能累计充电消纳新能源2.45亿千瓦时,顶峰保供2.08亿千瓦时,累计现货收益达到了5650万元。
“从被动限电到主动参与,用户成了保供的重要力量。”王德林表示,下一步将继续完善市场机制,让省间与省内市场衔接更顺畅,让更多新型主体参与进来。“现货市场就像电力系统的‘智能调节器’,越完善,保供就越有底气,新型电力系统建设就越有支撑,信心更稳,干劲更足。”