近日，发改委、能源局批复同意国家电力调度中心、北京电力交易中心提报的《省间电力现货交易规则》，以积极稳妥推进省间电力现货交易，及时总结经验，不断扩大市场交易范围，逐步引入受端地区大用户、售电公司等参与交易，优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业直接交易。

省间电力现货交易市场的建立，是在原有省内现货市场试点基础上对现货市场体系的重要完善。规则对省间现货市场的市场成员、交易组织、日内日前的匹配、安全校核和出清结算等问题进行了规定，重要内容如下：

1.市场成员。

市场成员包括发电企业、电网企业、售电公司、电力用户及市场运营（国调中心、网调、省 调和北京电力交易中心、省级电力交易机构）机构。加快健全相关配套政策机制，推动符合准入条件的售电公司、电力用户参 与省间电力现货交易，优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业参与省间电力现货交易。

2.交易组织。

省间电力现货的交易品种为卖方发电企业与买方电网 企业、售电公司、电力用户之间进行的电能量交易。在无阻塞情况下，1个省为1个交易节点。交易路径由卖方节点和买方节点之间的跨省区交直流输电通道和省内重要输电通道顺序链接形成。任意一对卖 方、买方节点间可选择多条交易路径开展交易，优先选择节点间输电价格（含网损折价）最低的交易路径开展交易。根据相关部门价格要求，按照实际输送量收取输电费。输电网损按照省形成交易路径，按照政府主管部门核定和备案的标准计算网损。

3.出清机制。

采用集中竞价的出清机制，买卖主体在所在节能申报“电力-价格”曲线，考虑所有交易路径的输电价格和输电网损后，逐一折算到卖方节点。按照买卖双方价差递减的原则依次出清，价差最大的交易对优先成交，直至价差小于零或节点间交易路径可用输电容量等于零，卖方节点最后一笔成交交易对中买方折算后价格与卖方申报价格的平均值为该卖方节点的边际价格。

4.交易流程。

日前交易：（1）省间现货交易与中长期、省内现货交易协同顺序为：D-2日，国调中心14：00-15：30基于跨区中长期交易结果，考虑电网安全运行需要，编制并下发跨区通道及（国调）直调机组D日96 时段预计划。D-2 日 15:30-17:00，网调基于跨区通道、（省调）直调机组预计划和省间中长期交易结果，考虑电网安全运行需要，编制 并下发省间联络线及直调机组 D日96 时段预计划。（2）省内现货市场预出清，D-1 日，市场主体申报参加省内市场的分时“电力-价格”曲线。省内现货市场运行期间，相应省调开展省内日前现货市场预出清；省内现货市场未运行时，省调相应开展省内预计划编制。省调将省内预出清或预计划结果、省内电力平衡裕度和可再生能源富余程度提交至电力交易机 构，并向相关市场主体发布。（3）D-1日，省间现货交易申报、出清及跨区发输电计划编制，国调中心和网调组织省间日前现货交易集中出清，形成考虑安全约束的省间日前现货交易出清结果，经安全校核通过后，将包含省间日前现货交易结果的跨区发输电日前计划下发至相关调度机构和市场主体。（4）省间联络线计划编制和省内发电计划编制。

日内交易：（1）日内以 2 小时为一个固定交易周期，组织省间日内现货交易。（2）固定交易周期结果发布后，若在本交易周期内仍有新增富余电力外送和购电需求，可组织临时交易，需保证T-60 分钟前将出清结果下发至省调。

5.交易执行和偏差处理

电力调度机构按照以下优先级安排跨省区联络线计划：（1）跨省区中长期交易。（2）省间日前现货交易。（3）省间日内现货交易。

偏差处理方面，省间电力现货交易结果纳入跨省区联络线计划，作为省内市场的运行边界，原则上不跟随市场主体的实际发用电而变化。具体来说，（1）省内现货市场运行时，省内发电企业实际发电出力低于省间电力现货交易电力时，少发电能按照省内现货市场价格向省内其他发电企业购买。省内现货市场未运行时，发电企业电量按照相关规则进行偏差考核。（2）直调电厂偏差，由其他直调电厂补齐或相关省份发电企业或相同调度范围内其余直调机组增出力不足。增调后对相关省产生的影响，由直调发电企业按照省内现货市场规则补偿，未开展省内现货市场的省份，直调发电企业按照省内中长期交易均价对相关省份发电企业进行补偿或按省内相关规则进行偏差考核。（3）现货市场运行期间，售电公司、电力用户实际用电曲线与所有交易总和存在偏差时，按照省内现货市场规则处理。现货市场未运行期间以及非现货试点区间，按照当地电力中长期交易规则处理。

6.计量与结算

省间电力现货交易结算采用日清月结方式，D+5日进行市场化交易结果清分，生成日清算结果，由电力交易机构出具结算依据，并向市场主体发布。电力调度机构D+1日将D日市场交易结果和实际执行情况等信息提供给交易机构。

省间电力现货交易执行结果作为省间电力现货交易结算依据，实际电量与下达指令执行电量（计划电量）的偏差部分按照相关规则结算。省间日前现货交易结算电量为日前交易执行电量，结算价格为日前现货交易价格。省间日内现货交易结算电量为日内交易执行电量，结算价格为日内现货交易价格。北京电力交易中心会同相关省级电力交易机构向市场成员提供省间电力现货交易结算依据，由电网企业开展相关主体电费结算。

一是对现货市场机制的重要完善。现货市场在我国电力市场改革中处于最重要的地位。2017年，我国确定南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区为电力现货市场建设第一批试点，取得了宝贵的经验。今年8月7日，改革委、能源局联合印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，要求进一步发挥市场决定价格的作用，建立完善现货交易机制，以灵活的市场价格信号，引导电力生产和消费。今年，第二批省内试点已确定，省内现货市场扩容到各省势在必行，现货市场改革也进入到深水区域。同时，适应我国电力供需不平衡形成的跨区送电占比日益增大的电力系统发展现状，客观要求建立省间现货市场，以实现与省内现货市场的对接，实现电力价格信号的更大范围流动，达到发输电设备等资源的全网优化配置。

二是最大限度促进可再生能源消纳，推动新能源进入电力市场。一方面规则规定，交易节点内部可再生能源富余时，节点内部买方市场主体不得在省间电力现货交易中买入电能，促进省内主体消纳富余可再生能源。另一方面，与原来跨区省间富余可再生能源电力现货交易相比，省间电力现货市场不受跨区限制，由于新能源低边际成本特性，可实现跨省进行电力消纳。另外，绿电交易原有规则中，跨省进行绿电交易需要由省级电力公司代理，增加了交易的门槛，而本规则中“优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业参与省间电力现货交易”的原则，实现了电力用户与新能源企业之间直接进行跨省交易。

三是充分利用省间通道剩余能力。省间现货交易市场建立之后，将在更大范围内促进电力资源的优化，相对于原有运行环境下，增加了新的潮流增量，而该部分增量一般都能促进发用电双方利益优化。同时，市场主体交易过程中，可自主选择最优输送路径，体现了促进通道资源优化利用的导向。虽然在实际运行过程中，由于线路潮流由电网整体发电、负荷分布决定，实际送电通道与签约路径情况不符，但可以在安全校核中进行纠正，防止通道潮流越限。