市场机制设计
- 市场建设基础：我国幅员辽阔，能源负荷逆向分布，建设大市场实现资源优化配置成为共识。
- 市场建设定位：落实国家能源战略，构建竞争有序的电力市场体系，发挥市场资源配置作用，促进电力余缺互济、清洁能源消纳和能源资源优化配置。
- 市场建设思路：在跨省跨区中长期交易基础上，送受端预平衡后，组织市场主体自主报量报价，通过日前、日内市场集中竞价，实现电力余缺互济和清洁能源消纳。
- 市场构成要素：市场主体包括全类型发电主体、受端省级电网企业、大用户、售电公司；市场范围为国家电网和内蒙古电力公司覆盖范围；交易周期为日前+日内交易。
- 交易网络模型：以直流输电系统为骨干，结合省间、省内交流关键断面，构建以省级电网为主要节点的省间现货交易网络模型。
- 市场竞价机制：采用考虑通道安全约束、网损和输电价的集中竞价联合出清，按照购售双方价差递减排序成交，按照售电侧边际出清价格进行定价。
- 多级市场协同：省间与省内衔接方面，省内预出清结果作为参与省间市场依据，省间交易结果作为省内市场运行边界；中长期与现货衔接方面，在保障省间中长期交易执行基础上，利用省间通道富余能力开展省间现货交易。
市场运行情况
- 总体概况：省间现货市场已实现“公司+蒙西”区域全覆盖，市场主体超6000个，2024年全年成交电量376亿千瓦时，同比增长18%，清洁能源成交电量149亿千瓦时，占比40%。
- 成交量分析：夏秋季高于春冬季，1月受寒潮影响日均成交量1亿千瓦时，2月-5月中旬降至0.73亿千瓦时，5月下旬-8月中旬上涨至1.2亿千瓦时，8月下旬-9月中旬升至2.0亿千瓦时，9月下旬-12月回落至1.0亿千瓦时；湖北、四川、宁夏等售电量超20亿千瓦时，占比59.4%；买方主要集中在华东、西南地区，浙江购电116.4亿千瓦时，四川购电80.95亿千瓦时，合计占比达52.4%；跨区成交电量占比90%，除华东外各区域均有较大送出需求，受入需求主要集中在华东和西南。
- 成交价分析：2024年省间现货成交均价0.412元/千瓦时，最高价2.196元/千瓦时，最低价0.00002元/千瓦时；3-6月日成交均价持续走低至0.113元/千瓦时，7-9月攀升至1.023元/千瓦时；日平均峰谷价差0.26元/千瓦时，秋季高峰分时均价较春季高约一倍。
- 分能源类型分析：火电成交227.0亿千瓦时，同比上涨23.12%；水电成交51.7亿千瓦时，同比减少3.01%；新能源成交97.7亿千瓦时，同比上涨19.27%。
- 主体行为分析：卖方主体98.2%的申报量在0.5元/千瓦时以下，买方主体近9成申报量在1.0元/千瓦时以下；81%成交电量价格在0.5元/千瓦时以下；陕西、吉林、冀北等地区灵活转换购售电角色超100次。
- 未成交成因分析：市场上富余电力资源增长较快，发用电供需不匹配原因导致的未成交量快速增加，跨省区输送能力制约市场成交。
市场实践成效
- 初步构建多层次统一电力市场体系：“中长期为基础、现货余缺互济、应急调度救急”的跨省区市场化资源调配机制建立，“统一市场、两级运作”的统电力市场体系架构基本成型。
- 省间电力生产组织实现市场化转型：国网省三级调度机构密切配合，两级市场有序衔接，电力系统运行精益化、精细化水平大幅提升。
- “能涨能降”的市场价格机制形成：通过市场价格信号引导市场主体主动参与电网运行调节，2024年4-6月清洁能源大发期呈现价降量增走势，8-9月量价齐升，精准支援供应紧张地区。
- 全网电力保供能力有效提升：2024年6月下旬-9月下旬全网日最高负荷突破10亿千瓦时，省间现货单日最大成交电力1616万千瓦，单日最大成交电量2.77亿千瓦时，精准平抑全网平衡缺口。
- 适应新能源特性的现货消纳机制建立：2024年省间现货市场累计减少风电、光伏弃电98亿千瓦时，减少四川水电弃电52亿千瓦时。
市场探索展望
- 在政府主管部门指导下，从扩大市场范围、提高交易灵活性、提升市场等方面着手开展工作，进一步完善丰富省间现货市场功能。
