国家电网PPT:什么是省间电力现货市场?国家发改委批复最新规则!

国家发改委近期批复《省间电力现货交易规则》，要求国家电网要要结合省间电力现货市场运行实际，稳步扩大市场交易范围，加快研究论证用户侧直接参与省间电力现货市场的可行路径，完善计量、结算、风险防控等配套措施，适时推动用户侧主体有序参与。

为全面理解省间电力现货，我整理了一套干货：

（1）2026版省间电力现货交易规则-国家发改委批复

（2）国家电网PPT：省间电力现货市场实践与探索

（3）国电调度中心PPT：省间电力现货市场运行与实践

（4）甘肃电交中心PPT：2025发电、用户、省间现货电力交易结算要点分析

（5）培训课件PPT：电力辅助市场、省间市场、容量补偿、结算机制、技术体系

一、省间电力现货交易规则2026版-国家发改委批复

本规则所称省间电力现货交易，主要是指在落实省间中长期交易基础上，利用省间通道剩余输电能力，开展省间日前、日内电能量交易。省间电力现货交易为实物交易。省间电力现货交易规则编制遵循以下原则:

（1）确保电网安全运行。以确保电网安全稳定运行为前提，市a场设计充分考虑与现有电网运行管理体系和安全管理措施有效衔接。

（2）落实国家能源战略。体现国家能源发展战略，利用跨省跨区输电通道，通过市场化手段开展电力余缺互济、促进清洁能源大范围消纳，推动构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，助力实现碳达峰、碳中和。发挥市场配置作用。构建竞争有序的电力市场体系，充分

（3）发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进能源资源在全国范围内优化配置，提升市场效率与效益，助力全国统一电力市场建设。

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二、国家电网PPT：省间电力现货市场实践与探索

省间电力现货市场在国家统筹指导下，结合我国能源分布特点与互联大电网基础，构建了符合国情的建设路径。

其机制设计以“统一市场、两级运作”为核心，依托日前+日内交易周期，组织全类型发电主体与购电方自主报量报价，通过安全约束下的集中竞价实现余缺互济与清洁能源消纳，采用边际电价结算。

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2024年市场运行成效显著，全年成交376亿千瓦时，清洁能源占比40%，送端均价0.4124元/千瓦时，夏秋季成交量高于春冬季，买方集中在华东、西南地区，跨区交易占比达90%。

价格机制呈现“能涨能降”特点，峰谷价差明显，反映供需变化，8-9月高温期均价攀升至0.846元/千瓦时以保障供应。市场主体可灵活转换购售角色，陕西、四川等地年转换超百次，有效优化电网运行。

实践中，不仅建立了“中长期+现货+应急”的资源调配机制，推动电力生产组织市场化转型，还通过价格信号提升保供能力，单日最大成交电力1616万千瓦，减少风电光伏弃电98亿千瓦时、四川水电弃电52亿千瓦时，为全国统一电力市场奠定坚实基础。

三、国家电网PPT：省间电力现货市场实践与探索

省间电力现货市场建设源于我国能源资源与负荷中心逆向分布的客观需求，依托跨区域输电能力超3亿千瓦的大电网，通过市场化余缺互济实现资源优化配置。

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市场机制设计以社会福利最大化为目标，涵盖日前+日内交易周期，允许送受端主体灵活购售电，创新分时段“电力-价格”曲线申报等机制，并实现省间与省级、中长期与现货市场的有效衔接。

当前面临电力供应保障、电网安全控制及市场建设等挑战，未来将重点扩大交易范围、完善限价机制、加强市场衔接，助力能源清洁低碳转型和全国统一电力市场建设。

四、甘肃电交中心PPT：2025发电、用户、省间现货电力交易结算要点分析

2025年电力市场交易结算以依法、诚信、公平、公正为原则，核心围绕发电侧、用户侧及现货市场三大领域展开。

发电侧省间交易实行“据实结算”，依据调度实际执行结果和物理计量电量，涵盖专项工程、现货、应急等多种交易类型，偏差电量分为责任与波动偏差，前者按责任方交易电价比例结算，后者采用送出省代理购电当月平均上网电价比例结算；

省内交易遵循“照付不议、偏差结算”，包括直购电、代理购电等，参与现货市场主体偏差按现货价格结算，未参与者按当月现货实时加权平均价处理，绿电交易则将电能量与环境价值分开结算，环境价值按合同电量、上网电量、用电量取小值确定。

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省内现货市场结算中，中长期合同与现货价格偏差分日前、实时两阶段处理，节点边际电价为核心定价机制，发电侧与电网侧储能按节点电价结算，用户侧采用统一结算点价格。

同时，引入中长期合同阻塞费用，解决因网络阻塞导致的节点电价差异问题，还涉及省间双轨制资金、火电正常及紧急开机补偿、新能源调频增发超额获利回收等成本回收与补偿机制，由发用两侧按电量比例分摊。常见问题包括结算模式双轨制资金、绿证全覆盖流程及辅助服务与两个细则的调度考核执行。

五、培训课件PPT：电力辅助市场、省间市场、容量补偿、结算机制、技术体系

配套电力辅助服务市场中，备用市场作为重要组成部分，主要提供旋转备用服务，采用“日前出清，实时按需调用”机制，分为协调出清与联合出清两种模式，前者按报价从低到高出清确定价格，后者与电能量市场联合优化以成本最小化为目标，结算均实行日清月结，收益由中标容量与对应价格计算，费用由非中标发电企业和用户分摊。

省间电力现货市场依据相关规则构建，市场主体需经注册并满足计量等条件，日前市场按日组织96个交易时段，流程涵盖预计划下发、信息发布、申报校核、出清及计划编制，日内市场以2小时为周期开展交易，与省内现货市场通过“分层申报、协调出清”模式衔接，省间交易结果作为省内市场边界。

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容量成本回收机制为解决单一电能量市场成本回收难题而设，包括稀缺定价、容量成本补偿和容量市场三类，其中容量市场通过竞争形成价格，保障机组稳定收入以激励投资，国外如英国、美国PJM等有成熟经验可借鉴。

市场结算涉及电能量、输配电价、辅助服务价格等内容，遵循“日清月结”原则，发电侧按节点或分区电价结算，用户侧多采用加权平均电价，不平衡资金按“谁受益、谁承担”原则分摊。

电力现货技术支持体系包含应用功能、服务、基础平台及设备层，需通过第三方检验确保出清功能与规则一致，而发售电企业则面临市场规则复杂、价格波动频繁、交易工作量大等挑战，需建设交易辅助决策系统以提升决策效率与风险管控能力。

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