王俊 徐嘉恒
2024年7月，长三角电力市场暨省市间电力互济交易启动会在上海举行，标志着长三角区域电力市场和省市间电力互济交易建设进入实质性阶段。这是速全国统一电力市场体系形成的一次重要探索，具有里程碑意义。
（一）长三角区域一体化的国家战略
2018年11月5日，习近平总书记在首届中国国际进口博览会开幕式上宣布，支持长江三角洲区域一体化发展并上升为国家战略。
2023年11月30日，习近平总书记在深入推进长三角一体化发展座谈会上作出“规划建设新型能源体系，协同推进省市间电力互济”的重要指示，为长三角电力市场建设点题。
（二）新型电力系统建设下的实际需求
我国正大力构建新型电力系统，西北区域已规划多个“沙戈荒”新能源大基地项目，通过特高压直流通道实现西北新能源电力在全国范围内可靠消纳。华东区域（特别是长三角区域）作为我国综合实力最强的经济和负荷中心，承担着西北新能源的消纳重任。叠加华东网内自身新能源装机迅猛发展和新能源的难以预测性等因素，电网调控形势愈发严峻，需充分发挥华东大电网“蓄水池”优势，通过区域内协同实现新能源电力的可靠消纳。
（三）能源保供的必然要求
“十四五”以来，受持续高温、“双碳”目标下产业转型电能替代等因素影响，电力需求增长迅猛。尤其是2024年7月以来，华东全网用电负荷屡创新高，较2023年最高负荷增长约12%。电网短时局部呈现供需紧平衡态势，对电网安全运行和能源保供产生严重威胁，需要充分利用华东各省市负荷特性差异，实现高峰时段顶峰互济，低谷时段调峰互助，保障各省市和华东区域电力可靠供应。
（一）电力互济网架基础
近年来，华东电网逐步构建起架构完备、联系紧密的交直流混联受端大电网。雁淮、锦苏、建苏、锡泰、灵绍、吉泉等14回直流跨区接入，额定输电容量达8776万千瓦，持续为华东电网注入西北等地的新能源电力。区内建成1000千伏淮南-浙北-上海特高压交流工程（“南半环”）和1000千伏淮南-南京-上海特高压交流工程（“北半环”），共同构建起连接上海、江苏、安徽、浙江的1000千伏特高压交流环网，并通过浙北-福州1000千伏特高压工程实现环网与福建省的连接，构建起华东“拍型”特高压交流主网架和高密度、强耦合的500千伏网架，为省间电力互济提供坚强网架基础。
（二）当前市场机制及不足
市场机制方面，当前已启动华东电能量和辅助服务（调峰、备用）两个市场。
电能量市场通过直调电厂跨省交易和省市间电力互济交易初步实现了电能量在华东区域内的优化配置，但当前参与的市场主体仅为直调电厂和各省市电网公司。2024年上半年交易总量仅623.7亿千瓦时，未能充分发挥华东大电网资源优化配置作用。
调峰和备用辅助服务市场根据各省市申报需求开展，为各省市在轻负荷及供电紧张时期提供市场化解决手段。2024上半年共启动调峰市场97次，备用市场132次，有力支持了各省市电网调控。但调峰、备用辅助服务市场当前尚未实现高频连续开市，也暂未引入需求侧响应、新型储能等市场主体，未能充分释放潜在调节能力。
针对此前机制的不足，长三角省市间电力互济交易在原有华东区域市场的基础上增加了抽蓄、负荷侧可调节资源、绿色电力等交易机制，同步提高交易频次、创新设计可中断交易机制，实现了电力资源在华东区域的进一步优化配置。
富余发电资源跨省互济机制在原华东区域电能量市场基础上，进一步明确可中断交易模式（送出省份可在本省保供困难时期提出中断交易申请），最大程度上减轻送出省保供的顾虑。2024年7月22-23日，共计13家虚拟电厂参与互济交易，午峰时段支援上海电力31兆瓦，晚峰时段支援安徽电力30兆瓦，总成交电量为61兆瓦时。
备用和调峰辅助服务互济机制旨在推动调峰市场由日前向日内拓展，更精准地满足各省市调节需求；富余新能源消纳互济机制在各省发电侧调节资源用尽的情况下，组织各省负荷侧可调节资源增加用电，提升全网新能源消纳能力。
富余需求侧可调节资源互济机制旨在发电侧互济资源用尽、顶峰电力仍有缺口的情况下，组织各省负荷侧可调节资源减少用电，让出顶峰电力，提升区域保供能力。2024年7月31日-8月1日，共计34家需求侧经营主体参与交易，最大成交电力为30万千瓦，有效减轻了各省市的顶峰压力。
网内抽蓄电力互济机制旨在充分发挥网内992万千瓦多省消纳抽蓄在保障新能源消纳、电网调峰等方面的重要作用；跨省绿色电力交易机制旨在缓解华东区域绿电资源分布不均等问题，探索开展跨省可中断绿电交易，实现绿电资源在区域内的跨省互济。2024年7月29日—8月11日，跨省绿色电力交易机制实现安徽绿电送上海1419万千瓦时。
（一）需求侧发挥更大作用
传统电力调度模式下，电网通过调用自身和电源侧调节资源满足用电需求。然而，随着新能源装机比例的持续提升，仅靠调用源网两侧资源已很难满足调节需求。当前长三角电力互济交易体系中，在发电侧已无调节能力时，引入电动汽车充电桩、虚拟电厂等需求响应资源，释放出额外调节能力，可以有力保障新能源消纳和电网安全稳定运行。未来，随着需求响应能力的逐步提升和完善，需求侧将在更大程度上实现与电网的互动，助力新型电力系统建设和“双碳”目标达成，并成为电力市场的重要成员。届时，将真正形成源、网、荷、储融合发展、柔性互动的良好局面。
（二）省间壁垒逐步减弱
2004年，我国区域电力市场从东北区域电力市场、华东区域电力市场起步，但不久就折戟沉沙。究其根本在于各省市对于自身经济发展和能源保供的忧虑。本次长三角电力互济交易率先引入了可中断交易模式，打消了送出省份的保供忧虑。此外，通过引入新型储能、抽水蓄能、需求侧响应等更多主体充分提升市场活跃程度，最大程度上实现了电力资源在华东区域的优化配置。然而，当前机制下受入省份的经济发展顾虑仍未消除，省间电力的涌入势必影响省内电力企业经营，如何平衡电力互济和省内保护的关系是市场推进的关键问题。
（三）区域电力市场雏形初显
长三角电力互济交易的开展一定程度上削弱了省间壁垒，将华东区域电力市场更加紧密地联系在一起，区域电力市场雏形初显。参考已先行启动的南方区域电力市场，预计未来长三角区域也将建成涵盖中长期电能量、现货电能量、电力辅助服务、可靠性装机容量等交易在内的区域统一电力市场，并实现省内、省间两个市场“联合出清、协同运作”的格局。长三角区域电力系统将真正融为一体，成为能源保供、绿色低碳、电力投资的命运共同体。
（一）灵活性、高效性成为生存基础
从本次长三角电力互济交易的发展看，区域电力市场是大势所趋，市场竞争范围将由省内扩展至区域。唯有具备区域领先的能效和调节能力，方能在竞争激烈的区域市场中站稳脚跟，这对机组的灵活性、高效性提出了新的挑战。发电企业需持续推进机组节能化、清洁化、高效化改造，积极探索煤电机组20%深度调峰、掺氨燃烧、快速爬坡等课题研究工作，持续提升灵活性。此外，可积极探索“火电+储能”技术路径，借助储能装置的快速充放电特性，提升机组顶峰填谷能力，更好地适应区域市场竞争和新型电力系统建设。
（二）数字化、智慧化手段成为决胜关键
电力交易是决定发电企业生存发展的关键，数据分析是决定电力交易成败的决定因素。在长三角电力互济和未来区域电力市场中，交易决策需要分析的将不再是单一省份的供需，而是整个区域内的平衡；交易行为对市场价格、市场情绪、市场走势等的影响也将由省内扩展到区域，分析涉及的数据量和分析模型的复杂程度将成倍增长。发电企业需加快电力交易数字化、智慧化转型，通过应用数字化手段对区域内各省市市场价格、供需形势开展定量分析，充分减少电力交易过程中的不确定性。同时，积极应用人工智能算法统筹考虑省内、区域、电能量、辅助服务市场的机会成本，制定合理报价方案，力求最大收益。
（三）能源服务成为售电核心竞争力
随着长三角电力互济及电力市场体系的逐步完善和需求侧参与程度的进一步加深，电力用户将可以通过改变用能习惯、参与辅助服务市场等方式，有效降低自身的整体用能成本。届时，单一的电能量价格最低将不再是用户选择电力企业的标准，整个企业的综合用能成本最低才是关键所在。这就要求售电企业具备较强的综合能源服务能力，为用户提供包括电能量/热量供应、需求侧响应、分时段用能建议、分布式电源配置等在内的“一站式”解决方案，最大程度地降低用户整体成本，提升用户的依赖程度。售电企业需加快开展需求侧响应、用户侧储能、分布式发电、微电网等多时段能量管理技术研究，推动用户侧向智能化用电发展，最终实现与电网的灵活柔性互动。
（作者为电力企业从业者）
编辑 姜黎
审核 何诺书
