7月以來，全國多地遭遇極端高溫天氣，用電負荷持續攀升。7月17日，全國最大電力負荷15.08億千瓦，連續兩日突破15億千瓦，創歷史新高。當下，迎峰度夏能源保供工作已進入關鍵時期，作為全國統一電力市場的重要組成部分，省間電力現貨市場發揮了關鍵作用。今夏，國家電網經營區省間現貨最大互濟電力1097萬千瓦，精準支援17個用電緊張省份，以市場化手段破解能源逆向分布難題。7月21日，國家電力調度控制中心副總工程師王德林接受了中能傳媒記者的專訪，深入解讀了省間電力現貨市場的重要意義、發展歷程和運行成效。
我國能源資源與負荷中心逆向分布，80%以上的能源資源分布在西部、北部地區，而70%的用電負荷集中在中東部地區。隨著“三北”地區新能源裝機規模和中東部負荷持續增長，僅依賴傳統計劃手段、立足本省電力電量平衡的方式已難以為繼。“構建大電網、支撐大市場，通過全國統一大市場實現資源大范圍優化配置，是解決我國能源供需矛盾的必然選擇。”王德林說。
省間電力現貨市場運行平穩，交易活躍。2015年，《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》明確提出“推進跨省跨區電力市場化交易”。2021年11月，國家發展改革委、國家能源局聯合批復省間電力現貨交易規則。2022年，省間電力現貨市場啟動試運行，逐步進入連續運行，并于2024年10月15日按程序轉入正式運行。目前，省間現貨納入6000余家發電主體參與交易，累計成交電量超過1100億千瓦時。
省級電力現貨市場建設加速推進。目前，國家電網經營區內26個（除西藏外）省級現貨市場全部開展運行工作。山西、山東、甘肅、湖北4地現貨市場已正式運行。浙江、安徽、福建、陜西、河北南網、遼寧6地現貨市場開展連續結算試運行，13地開展結算試運行，京津冀北市場開展模擬試運行。
跨經營區交易機組積極探索。隨著國家發展改革委、國家能源局發布《關于跨電網經營區常態化電力交易機制方案的復函》，全國統一電力市場建設邁出關鍵一步，促進電力要素資源在全國更大范圍內暢通流動。
“能漲能跌的價格機制，是現貨市場的核心生命力。”王德林強調，這種機制既反映電力的時空價值，又引導供需兩側協同優化，實現資源最優配置。
今夏供需緊張時段，省間電力現貨成交均價升至0.59元/千瓦時，較省間中長期交易均價高57%，有效激勵火電機組頂峰發電；而4至6月新能源大發期，省間電力現貨成交均價降至0.22元/千瓦時，引導高耗能企業錯峰生產。“價格彈性讓市場像‘緩沖器’，平抑了供需波動。”王德林說。
這種調節作用在省級現貨市場同樣顯著。山東通過現貨市場分時價格信號，引導市場化用戶午間填谷583萬千瓦、晚峰移峰225萬千瓦；遼寧鞍山、營口地區100萬千瓦高耗能負荷，主動從晚尖峰轉移至上午光伏大發的低電價時段，既降低企業成本，又提升新能源消納能力。用戶從‘被動接受’變為‘主動參與’，負荷側調節潛力被充分激活。
談及電力現貨市場在今年迎峰度夏中的“實戰”表現，王德林用“三方發力”進行了總結：
電源側的變化最為直觀。現貨市場通過價格信號，激勵機組加強運維保障，減少非停受阻，實現“穩發滿發”。山東現貨高價激勵電廠優化生產組織，2025年7月4日，負荷創新高，當日60萬千瓦以上機組非停率和受阻率實現“雙零”；湖北通過現貨市場高峰高價有效激勵各類電源頂峰發電，2025年7月4日，全省火電受阻容量降至2%，較2024年同期下降約50% 。同時，現貨市場促進高效、清潔機組多發電，實現社會福利最大化。山西北部大容量低成本機組2025年上半年較全省煤電平均多發電超過400小時，降低電力供應總成本約2.8億元。
電網側的跨省支援更見實效。入夏以來，省間現貨最大互濟電力1097萬千瓦，極端高溫時精準馳援川渝等17個省份。省間現貨實現精準跨區支援互濟，有效緩解了川渝等地區供電緊張局面。“現在國網、南網的跨區交易系統已經聯調通了，下一步就會有更多的省份參與到電力余缺互濟中來。”王德林透露。
用戶側的調節潛力被充分挖掘。省級現貨市場價格信號有效引導工商業用戶優化用電曲線，削峰填谷，降低用能成本。甘肅高耗能負荷主動響應市場價格，日負荷最高峰由晚高峰轉移至午間光伏大發時段，削峰填谷負荷240萬千瓦，占甘肅電網總負荷的10%。此外，現貨市場還引導儲能、虛擬電廠等調節型資源發揮靈活調節優勢，助力新主體新業態持續發展。山西境內13座獨立儲能累計充電消納新能源2.45億千瓦時，頂峰保供2.08億千瓦時，累計現貨收益達到了5650萬元。
“從被動限電到主動參與，用戶成了保供的重要力量。”王德林表示，下一步將繼續完善市場機制，讓省間與省內市場銜接更順暢，讓更多新型主體參與進來。“現貨市場就像電力系統的‘智能調節器’，越完善，保供就越有底氣，新型電力系統建設就越有支撐，信心更穩，干勁更足。”
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