长三角区域省间电力市场如何互济？

长三角地区（江苏、浙江、安徽、上海）占我国国土总面积1/26、占全国总人口近1/6，在全国经济总量中占比约1/4。以长三角为主体的华东电网用电量占全国24%，负荷密度高，尤其是环太湖城市群，负荷密度远超珠三角和东京湾。负荷中心与电源基地呈逆向分布，形成向长三角中心区“向心送电”格局。2024年迎峰度夏期间，华东区域最高用电负荷六创历史新高，达到4.21亿千瓦，同比增长12.4%，创下近十年最大增幅。区域能源需求持续增长，能源安全保供、优化配置面临挑战。2023年11月30日，习近平总书记在深入推进长三角一体化发展座谈会上作出“规划建设新型能源体系，协同推进省市间电力互济”的重要指示，为长三角区域能源工作和电力市场建设明确了方向、精准定调。2024年6月5日，国家能源局华东监管局发布了《协同推进长三角省市间电力互济交易工作方案》，明确规划了以省市间电力互济为核心的长三角区域电力市场建设路径。2024年7月1日，长三角电力市场暨省市间电力互济交易在上海正式启动，按照“电力互济、错峰互补、容量互备、供需互动”的总体思路，在原有富余发电资源省间互济、备用和调峰辅助服务省间互济和绿色电力省间互济3个交易品种基础上，增设富余新能源省间互济、富余需求侧可调节资源省间互济、抽蓄电力省间互济3个新交易品种，为长三角各省市协同做好电力保供稳价、促进新能源发展消纳提供了协作平台，构建起长三角区域电力省间互济交易的“新格局”。业界普遍认为，长三角电力市场因地制宜走出了一条省市间互济的区域电力市场建设新路，是加速推动全国统一电力市场体系形成的一次重要探索，具有里程碑意义。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：刘高维 任新生）

长三角区域电力市场功能定位

长三角区域电力市场是多层次全国统一电力市场的重要组成部分。根据国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）指出，建立完善长三角区域电力市场是健全多层次统一电力市场体系的重要任务，区域市场是建设全国统一电力市场体系的重要组成部分。区域电力市场能够更好地实现电力资源在区域范围内共享互济和优化配置，打破省间壁垒协调解决省级市场面临的跨省跨区资源配置问题和保障区域电力基本平衡，提高区域间电力资源的配置效率和行业总体效能，并有助于完善省/区域/全国电力市场体系和规则的构建，促进多层级市场的相互耦合、有序衔接。长三角区域电力市场作为区域层面市场，能够统筹考虑更大范围经营主体的诉求，更好地凝聚各方共识，从经营主体需求强烈处切入，应对省级市场无法解决的问题与挑战，着力化解矛盾，助力完善和创新市场体制机制；区域市场与全国、省内市场有序衔接、相互兼容、相互补充、相互支持，是多层次全国统一电力市场不可或缺的组成部分。

长三角区域电力市场是助力实现“双碳”目标的高效平台。在“双碳”目标与能源绿色低碳转型的引领下，我国新能源装机快速增长，但存在省内新能源装机与负荷增长不匹配导致清洁能源难以消纳等问题。区域电力市场能够发挥区域电网大型“蓄水池”作用，实现省间协同互济，促进新能源跨省跨区参与电力市场交易，扩大新能源消纳范围，提高清洁能源消纳能力，以区域协同的方式提高绿电资源的利用效率，并促进火电、新型储能、虚拟电厂、需求侧响应等调峰调节资源的优化利用，助力构建有更强清洁能源消纳能力的新型电力系统。随着长三角区域内各省（市）新能源装机规模的不断上升，跨区新能源大基地不断投产送电，未来长三角电力市场在消纳跨区外来电，解决区内各省市时段性、局部性电力保供和新能源消纳问题上，将发挥更加重要的作用，长三角区域电力市场保供应、保安全、促消纳的作用将更加凸显。

长三角区域电力市场是实现区域协同发展、服务区域内各省（市）的经济社会发展的重要路径。在国家长江三角洲区域一体化发展战略、“双碳”目标、全国统一电力市场建设目标的指导下，长三角区域电力市场已成为实现区域协同发展、服务区域内各省（市）的经济社会发展的重要路径，能够有效促进区域内电力生产要素高效流动、充分配置，与多能源品种有序衔接，强化省间电力统筹协调，促进区域内资源的共建共享，以区域协同的方式更好地服务区域内各省（市）的经济社会发展。长三角区域具有经济发展水平协同程度高、市场经济意识强等区域性优势，通过长三角区域电力市场建设，推动更高水平的区域协同发展，能够为创建共同富裕示范区、推动中国特色社会主义市场经济发展提供更多的探索和有益实践。

长三角区域电力市场是实现全国统一电力市场的必然路径。长三角区域电力市场是统筹区域经济社会发展和电力资源配置、符合电力系统分区平衡物理规律的市场，是服务于国家区域重大战略和探索电力市场建设最佳路径，是打造区域电力市场样板标杆，可作为全国统一电力市场建设的突破口，提高统一市场建设效率。当前应进一步大胆探索长三角区域电力市场发展路径，通过不断迭代完善，为其他区域市场建设提供可复制的经验，进而逐步融合建立全国统一电力市场体系，这不仅符合电力运行规律和市场经济规律，更有利于降低改革风险、提升改革效率。

长三角省市间电力互济

交易品种及市场运营成效

现阶段，长三角电力市场省市间电力互济交易主要有6个品种，分别为富余发电资源互济交易、备用和调峰辅助服务互济交易、绿色电力省间互济交易、富余新能源互济交易、富余需求侧可调节资源互济交易和抽蓄资源互济交易。6个交易品种构建起长三角区域市场全周期覆盖、多元主体融合、各层级有序衔接的省市间电力互济交易机制，通过市场化机制实现电力资源的优化配置，有效保障了电网安全稳定运行和清洁能源大范围消纳。

富余发电资源省间互济交易

富余发电资源省间互济主要通过跨省中长期交易实现。早在2010年，华东地区便建立了跨省电力中长期交易机制。2020年《华东区域跨省电力中长期交易规则》发布后，华东区域跨省电力中长期交易逐步实现了年、月、周交易定期开市，月内多日交易按需组织的常态化运营机制。支持双边、单向挂牌、双挂双摘、集中竞价等交易方式。针对区域内省市电力供需普遍紧张的局面，建立跨省中长期可中断交易机制。交易前约定启动条件、可中断时限、最大可中断电力；售电省在电网实际运行中发生负荷超预期、新能源出力远低于预期等无法保障自身电力供需平衡时，可提出交易中断申请。可中断交易机制解决了售电省后顾之忧，鼓励发电资源富余省份按最大预计能力支援缺电省市。2024年迎峰度夏期间，通过市场化手段组织华东区域富余发电资源互济电力870万千瓦。

备用和调峰辅助服务省间互济交易

备用和调峰辅助服务省间互济交易分别解决省市电网正负备用不足的问题。当省市电网正备用或负备用不足时，可提出跨省备用和调峰互济交易需求，备用和调峰资源富余省市的发电企业响应需求，完成辅助服务资源互济交易。华东备用辅助服务市场为正备用市场，日前、日内开展。买方为备用容量不足的省市电网、卖方为备用容量富足省的发电企业。买卖双方报量报价、按边际电价出清。华东调峰辅助服务市场是负备用市场，日前和日内开展。买方为调峰资源不足的省市电网，卖方为调峰资源富余省的发电企业，按边际电价出清。2024年1~10月，备用辅助服务市场（含日内）共启动365次，最大支援电力736万千瓦。1~10月，调峰辅助服务市场共启动145次，最大提升新能源消纳能力1066万千瓦。

绿色电力省间互济交易

长三角省市间绿电资源分布不均，安徽风光等绿电资源发展迅速，在午间光伏大发时段已面临弃电压力，而上海等省市则绿电需求旺盛，但资源相对匮乏，存在较强的绿色电力省间互济需求。长三角省市间电力互济交易正式启动后，7月份以来，实现月度跨省绿电集中交易连续运营，充分利用安徽光伏大发时段绿电富余能力，满足上海午峰绿色用电需求，迎峰度夏期间午峰时段，安徽送上海绿电交易最大电力达50万千瓦，既促进了安徽午间新能源消纳和晚峰保供，又满足了上海企业绿电需求。11月份更是组织了区内首次购方多省市绿电跨省集中交易。

富余新能源互济交易

富余新能源互济交易品种设置的主旨在于解决新能源消纳问题，避免弃风弃光。富余新能源互济交易是由存在弃风弃光可能的省级电网调度机构提出富余新能源跨省消纳需求，具备消纳能力的区域内其他省市的可调节负荷、储能和电网代购等市场主体响应需求。2024年以来，华东电网新能源出力屡创新高，最大出力9979万千瓦，占当日同时刻电网用电负荷的37.57%；部分省份新能源消纳困难问题逐步由节假日向周末、工作日蔓延。富余新能源互济交易的卖方为预计要弃电的新能源企业，买方为具备消纳能力的省级电网企业、新型储能和可调节负荷等市场主体，买卖双方报量报价，市场按边际电价出清。在日前跨省调峰辅助市场结束后，若仍有省市存在新能源弃风弃光时，即触发启动市场。2024年9月30日到“十一”假期，富余新能源互济交易首次启动。安徽13家新能源企业参与跨省外送申报，最大成交电力10万千瓦。此次交易的成功实施有效保障了安徽电网“十一”期间新能源全额消纳。

富余需求侧可调节资源互济交易

富余需求侧可调节资源互济交易是指由保供能力富余省的虚拟电厂、可调节负荷等需求侧资源主动减少用电负荷，向电力平衡缺口省让渡电力的跨省交易。该交易品种的买方为省级电网企业，卖方为保供能力富余省的可调节负荷、虚拟电厂等需求侧资源主体，买卖双方分时段报量报价，按边际电价出清。长三角各省（市）已建立了相对丰富的虚拟电厂、负荷聚合商等需求侧可调节资源，并在省内开展了负荷侧可调节资源的市场化交易，基本具备开展省间互济的基础。富余需求侧可调节资源优先满足本省用电需求，互济交易不占用卖方省的发电资源，不影响卖方省的保供能力。相比新建机组，通过需求侧可调节资源互济来保障各省（市）尖峰时段的电力平衡更为经济，同时也为虚拟电厂等新型主体提供了更多的应用场景。利用省市间负荷的时空差异，2024年7月22日和7月31日， 两次开展富余需求侧可调节资源互济交易，共47家需求侧可调节资源市场主体参加了交易，累计成交最大电力36万千瓦，分别支援上海、江苏、浙江、安徽顶峰电力13万千瓦、10万千瓦、10万千瓦、3万千瓦。需求侧可调节资源互济交易通过小时级的精准错峰互济支援，有效缓解了三省一市局部时段的平衡困难。

抽蓄资源互济交易

抽水蓄能电站是目前最重要的调节性资源，抽蓄资源互济交易旨在推动抽蓄电站的富余调峰能力参与省间市场优化，在满足各省保供和调峰需求的同时，充分利用抽蓄电站可调节容量。目前，华东全网在运抽蓄电站装机容量1826 万千瓦，居全国首位。其中多省消纳抽蓄容量992 万千瓦，优化空间较大。

长三角区域电力市场发展建议

加快抽蓄电力互济交易机制设计

华东区域抽蓄资源较为丰富，根据国家能源局通报的华东各省（市）抽水蓄能发展需求，华东“四省一市”2035年抽水蓄能发展规模上限为6020万千瓦，但抽水蓄能资源主要位于浙南、皖南和福建地区，与电网调节需求存在空间上的错配。为调动各方投资和消纳积极性，一是应抓紧制定华东电网内抽蓄电力互济交易机制，形成的收益由抽蓄电站和权益容量所属省市分享；二是探索建立抽蓄电站容量调整交易机制，提供四省一市实际需求与抽蓄容量初次分配情况存在差异时的调整途径；三是对新建抽蓄电站建立容量拍卖交易（多年、年、月）和剩余容量分摊机制，使得四省一市能在实际需求基础上获得容量初始分配，同时对已纳规未分配的剩余容量由华东电网统筹。

以省市间绿电交易为重点，着力扩大区域电力互济交易规模

一是进一步打通绿电交易路径，扩大跨省跨区绿电交易规模，满足供需两端的绿电交易需求。组织区域内的绿电用户，利用跨区通道富余能力积极购买更多区外绿电，同时，鼓励区域内电力用户和可再生能源发电企业签订跨省区多年期交易合约，在可再生能源发电企业所在省市可再生能源消纳责任权重指标完成困难的情况下可协商中断交易。二是进一步完善省市间富余需求侧可调节资源互济交易机制，实现需求侧可调节资源跨省“平、急”两用，推动需求侧资源常态化参与区域电力互济交易，有序引导发用两侧资源同台竞争。

开展长三角区域电力市场建设发展规划研究，在更大范围更深层次发挥长三角区域电力市场资源优化配置作用

一是整合目前长三角区域互济交易的交易品种，优化出清时序，将功能相似的交易品种逐步整合。二是从资源优化配置角度考虑未来长三角区域电力市场发展问题，经济互济是未来长三角区域电力市场发展的关键路径。从优化省市间联络线潮流经济性的角度出发，在不影响省内机组组合的情况下，通过区域和省内统一报价，形成经济的省市间联络线发电计划。三是结合全国统一电力市场总体要求和各省（市）电力现货市场发展进程，尽快开展长三角区域电力市场建设发展规划研究，推动长三角区域电力市场成为多层次统一电力市场的重要组成部分，实现区域协同发展，更好地服务区域内各省市的经济社会发展。

长三角区域电力市场是全国统一电力市场体系建设的重要组成部分，长三角区域省市间电力互济交易是在国家区域发展重大战略指导下对区域电力市场建设新模式的重要探索。从本质上来说，电力市场建设的目标就是为了实现电力资源的优化配置，不同层级市场的区别只在于范围大小。由于我国各区域、省市的电力资源禀赋和电力消费存在较大差异，全国统一电力市场体系建设任务更为复杂艰巨，以区域电力市场省市间互济先行探路积累经验，不失为推动全国统一电力市场体系建设的有益尝试。长三角区域资源禀赋、装机比例、网架结构、负荷类型各有其特点，难以简单套用已有的省级市场、国际市场建设发展模式，需充分考虑区域发展实际、资源网架装机负荷、区域内经营主体的具体诉求，并在国家区域发展战略目标的指导下，因地制宜地开展长三角区域电力市场建设。目前，长三角区域电力市场建设贯彻落实了习近平总书记“协同推进省市间电力互济”的重要指示，立足长三角区域新型电力系统建设需要和电力系统现状，重点解决区域内新能源消纳和电力保供问题，通过市场化机制平衡区域内各省市时段性、局部性的电力供需不平衡问题。在尊重省级市场建设现状的基础上，走出了一条具有长三角区域特色、适应区域内实际情况、能够满足三省一市互济需要的区域市场建设路径。从目前长三角省市间电力互济交易试运行的效果来看，6个交易品种在功能上基本实现“电力互济、错峰互补、容量互备、供需互动”的区域电力资源优化配置目标，虽然在省市间电力互济交易各项机制上仍有待进一步完善，但瑕不掩瑜，成效可喜，为加速全国统一电力市场体系规划建设提供了长三角样本和经验。