受全球氣候變暖和厄爾尼諾自然現象所影響，2023年7月全球平均氣溫已打破歷史最高記錄，達到17.23攝氏度。6月以來，中國多地持續高溫，帶動用電負荷激增，用電高峰期提前而至。
近日，京津冀地區高溫天氣提前到來，電網負荷較去年同期增長超過30%；四川和云南作為中國主要的水力發電大省和“西電東送”的重要基地，受夏季高溫干旱影響，今年5月兩地水力發電量較2022年分別同比下降24.4%和43.1%。一切讓人想起2021年電荒和2022年川渝“迎峰度夏”時期限電，擔憂紛至沓來。
作為全球發電量三分之一，電網系統最復雜的國家，中國如何保障電力供應安全？更重要的是，占中國碳排放 40% 的電力行業，是實現碳達峰的重點部門之一。電力行業的低碳轉型也將在中國實現“雙碳”目標起到關鍵作用。
但從目前看來，電力交易和市場發展阻礙頗多——省與省之間電力交易存在壁壘；價格缺乏彈性從而難以反應市場快速變化，對新能源高質量發展，提高新能源利用的支持有待提升……在這當中，增強電力電量跨區跨省靈活調配能力是關鍵之一，除了依托電網基礎通道以實現不同區域余缺互濟，背后的電力市場機制也尤為重要。
自改革開放以來，中國電力行業經歷了一系列改革。20世紀80年代開始，中國電力工業從原先的垂直一體化的計劃管理體制，先后過渡到集資辦電、政企分開和公司化等不同改革階段 ；2002 年，國務院發布《關于印發電力體制改革方案的通知》（5號文），希望“打破壟斷，引入競爭，提高效率，降低成本，健全電價機制”，但這次改革后，有一些尚待解決的問題，例如電力交易機制缺失，不能充分利用新能源等等。
2015年，隨著國務院頒布了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（下簡稱“9號文”），中國開啟了新一輪改革，引領電力市場建設、尤其是電力現貨市場建設全面提速。自此之后，中國市場化交易電量逐年攀升，而電力市場目前也逐步形成以 “省級電力交易”和“中長期電力交易”為主的時空格局。
而從空間上看， 9號文發布后，中國的電力市場主要以“省”為主體建設，輸配電價改革試點也是在省級層面開展并覆蓋全國。目前，電力改革綜合試點，已經在在三分之二的省份推進。
據統計分析，2017年到2022年間，全國市場化交易電量（含省內和省間）從2017年的16324億千瓦時逐年提升至52543億千瓦時，占全社會用電量比重從25.9%躍升至60.8%。
目前，省內電力市場交易占全國市場交易電量達80%以上；其余是省間市場交易電量，省間市場交易占全國市場交易電量比重，從2017年的17.9%波動式上升為2022年的19.7%。去年，省內市場交易電量合計為42181.3億千瓦時，省間市場交易電量合計為10362.1億千瓦時，皆為2017年水平的三倍。
盡管省內和省間市場交易量都在持續增長，從去年政府出臺的一系列政策文件可以看出，“建立全國統一電力市場”已經被提到國家戰略層面。未來跨省跨區電力市場，在促進資源優化配置及余缺互濟上，被賦予了較高的期待。
去年年初，國家發展和改革委員會和國家能源局發布的《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，在保留既有省級電力市場的基礎上，提出了到2030年將系統性地統籌推進國家級多層次統一電力市場體系建設。
同年3月發布的《“十四五”現代能源體系規劃》將“建立全國統一電力市場”列入“十四五”時期電力領域重點改革任務。
今年1月，“建立全國統一電力市場”在國家能源局發布的《2023年能源監管工作要點》中被列為首位，文件還強調了要制定電力市場發展規劃和規范，推進建設南方區域電力市場機制，加快推進長三角、京津冀等區域電力市場建設。
從時間上看，當前電力交易以中長期電力交易為主、以現貨交易為補充。電力是一種不能大量儲存的商品，生產、流通及消費瞬間完成的，所以需要調度機構精準管控。而電力作為商品交易時，電能量批發市場按其交易周期長短，通常可分為電力中長期市場和現貨市場。
所謂電力中長期市場，就是指符合準入條件的發電廠商、電力用戶、售電公司等市場主體，通過雙邊協商、集中交易等市場化方式，開展的多年、年、季、月、周、多日等電力批發交易；而現貨市場，則泛指日前及更短時間內的電能量交易的市場，具有交易周期短、價格波動大等特點。去年，全國市場化交易電量中79%為中長期交易電量，共41407.7億千瓦時。
事情正在發生變化。自2018年電力現貨市場試運行以來，中國正在建立更靈活的跨省跨區現貨市場，與中長期交易相輔相成的現貨市場建設步伐正在加快。
去年11月，國家能源局發布了《電力現貨市場基本規則（征求意見稿）》和《電力現貨市場監管辦法（征求意見稿）》，進一步將電力現貨市場從試點向全國推廣，為未來電力市場設計的一致性和高效的市場運行打下基礎。同時，以廣東起步的南方區域電力市場建設，也為全國層面建立統一電力現貨市場起到先行先導的示范作用。數據顯示，2022年省間電力現貨市場（國網區域）試運行期間，全年累計交易電量278億千瓦時。
然而，目前中國電力市場呈現出省內多、省間少的市場交易格局：近五年全國市場交易電量里80%以上為省內市場交易，省間市場交易電量占比不足20%。甚至在 2022 年，省間現貨交易電量占比不足1%，“省內多省間少”背后的原因體現在以下三個維度：
政策引導方面，考慮到各省的電力能源結構不同和改革難度，2015年的“9號文”奠定了以省為單位推進電力市場改革的格局，各省有權自行決定本省內電力市場推進路徑和試點實施方案；2019年開啟的電力現貨試點也是以省為主體推進的。這一系列的政策實踐將省級電力市場培育得相對成熟，也使得各省在各自的電力市場規則、標準、輸配電價上產生差異，省間協調難度加大。
通道建設方面，跨省跨區聯絡線及輸電通道仍有待優化完善。例如，去年四川限電暴露了四川與外省聯絡線主要是單向的外送輸電線路的問題。相較于四川3000萬千瓦左右的外送電能力，去年四川缺電時期，入川的省外支援電力僅有600萬千瓦，導致入川緊急電力保供協調難度很大。
又例如，以特高壓工程為代表的跨區跨省電網建設，恐滯后于風光大基地電源建設，制約著省間電量充分交換。特高壓外送通道審批建設周期為3年左右，但千萬千瓦規模的集中式光伏項目只需1至2年即可完工。在電網建設與新能源投資熱度形成錯配的設定下，亟需重新評估新增輸電通道的需求，并通過市場機制引導電力電量資源跨省跨區優化配置，提升既有輸電通道的利用率。
除此之外，因為跨省跨區電量交換涉及省份之間在經濟發展和安全保供問題上的諸多博弈，客觀存在的省間壁壘也給省間交易帶來挑戰。
以送端省份云南省和受端省份廣東省為例，在2015年9號文發布前后，國內電力供需形勢整體寬松，云南本地用電需求下降疊加水電增發，致使2015年云電送粵電量同比增加2％，超過廣東全社會用電量同比增長率1.4％，擠壓了廣東省內火電機組的利用小時數和利潤空間，引發雙方的矛盾和分歧。
2021-2022年電力供需形勢偏緊時期，各地保供壓力上升，省間協調難度加大。在這期間，云南削減部分外送電量，一方面因為來水偏枯導致水電出力大幅下降，另一方面和其他清潔能源送端省份一樣，云南希望利用本地水電電價洼地和綠能價值吸引產業轉移以增加省內綜合經濟收益。例如，以電解鋁為代表的高耗能行業赴云南建廠，大幅推高了云南當地的用電量，從而增加了本地保供壓力。
廣東作為受端省份，在電力供應形勢緊張時也希望減少外部依賴度，規避外調電帶來的安全穩定風險，防止受制于人。廣東省電力靠外區供應比重從2020年約30%下降到2022年23%，相應的外受西電電量從2009億千瓦時降到1772億千瓦時，隨著2023年5月廣東省發布未來三年本地新增9000萬千瓦裝機的目標，廣東未來新增用電需求將逐步被新增本地裝機所支持，外購電長協需求會相應降低。
雖然發展博弈、省間壁壘等因素對跨區跨省電力交易整體帶來挑戰，但受全球一次能源價格波動和國內季節性缺電影響，跨區跨省市場化交易電量有顯著增長，省間現貨市場購電需求明顯。2022年，南方區域跨區跨省電力交易電量2306.9億千瓦時，同比減少1.4%，但是，其中市場化交易電量762.0億千瓦時，實現反向同比增長13.4%。
近兩年迎峰度夏、迎峰度冬面臨保供壓力，而省間現貨交易由于具有大范圍、短周期的機制優勢，能夠以市場化的手段引導富余電量向供應吃緊地區及時調配，激勵發電企業在滿足本省電力供需的基礎上主動頂峰發電，提升全網電力供應和平衡能力。
例如，山西現貨市場在2021年7-8月晚高峰電力供應緊張時段，現貨價格達到上限1.5元/千瓦時，充分激勵各類機組主動頂峰發電，保障省內電力可靠供應和跨省外送電力。
通過跨省跨區現貨市場提升全網保供能力，以市場化手段引導電能從平衡富余地區流向平衡緊張地區，在當前電力供需環境下意義重大。
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