在碳达峰、碳中和以及构建新型电力系统的目标驱动下，新能源将逐步成为主体电源，由于新能源有效容量较低、可调节能力不足，仅靠省内装机规模受限的传统火电机组，电力系统电力、电量平衡面临保供电和保消纳的双重挑战，电力的清洁低碳和安全供应目标将面临经济成本逐步提升直至难以承受的压力。依托不同省份在不同时间尺度上保供应和保消纳需求特性的时空差异，依托更加灵活的省间电力交易机制，促进省间电力交互功率的主动优化，实现电力平衡能力在全国范围的优化协作，可以有效降低电力系统运行的经济成本，是应对安全、经济、绿色这一能源供应“不可能三角”的破局之道。

　　新型电力系统下的电力电量平衡模式变化

　　高比例新能源的间歇性、波动性与随机性，给电力系统运行所需的资源能力带来三大挑战。

　　保障供电充裕性所需的可信容量不足

　　目前，我国全社会用电需求还将保持长期持续增长趋势，火电受限于装机规模约束，能够满足峰值负荷的可信容量不足，2022~2035年，火电装机与最大用电负荷比值预计由1.07下降到0.77左右,火电最大出力与最大用电负荷比值预计由0.84下降到0.66左右，由于风电、光伏自身出力的间歇性，目前风电、光伏等新能源能够提供的可信容量较低，仅靠火电将无法满足系统峰荷供应，需要更为有效的机制激励低可信容量的风光主体提升可信容量水平。

　　保障供电灵活性所需的调节容量不足

　　随着新能源比例的增长，考虑风电、光伏等新能源出力的日净负荷曲线峰谷差不断提高，部分省份日净负荷曲线已经呈现典型的“峡谷曲线”特征，目前的火电灵活性改造提升了火电机组的调节范围，但从长期来看，仅靠火电机组，爬坡速度与调节范围不足以满足省级电网平衡的调节需求。

　　保障供电灵活性所需的备用、调频需求大幅增加

　　考虑风电、光伏等新能源出力的随机性特点，为了省级电网实时平衡，需要预留越来越高的备用与调频能力，这一点在我国送端省份和受端省份体现得均比较明显，送端省更多地表现为集中式新能源预测偏差，受端省份更多地体现为分布式新能源预测偏差，省级电网预留备用面临越来越高的备用资源紧缺与经济成本高涨压力，这一点在英国实时平衡市场中体现得也越来越明显(采购的上调节、下调节等辅助服务费用快速增长)。

　　在此背景下，电力系统传统的平衡模式面临较大的变化，仅靠传统的实时调度手段已难以满足守住电网安全底线的要求，充分利用各省负荷特性的时空差异，在中长期、日前、实时等不同时间尺度优化省间电力交换，对于保障我国电网的电力供需平衡的安全性与经济性水平具有重要现实意义。

　　高比例新能源带来的高随机性决定了采用确定性平衡方式面临越来越大的技术与经济性挑战，在不同时间尺度上需要考虑不同概率风险度的平衡策略

　　电力平衡从中长期电量平衡、日前确定性电力平衡、实时偏差调节控制的模式，朝着计及不同概率风险水平的年度、月度、日前、实时的电力滚动平衡模式发展。这对于省间市场运营提出了更高的要求，需要提供一个从年度、月度到日前、实时时间尺度，梯次优化利用省间通道输送能力，统一价格逻辑的省间市场运营机制。

　　高比例的新能源带来越来越高的备用、调频需求，对于省间备用共享机制提出了新的需求

　　与省级电网分别独自留取备用、调频等辅助服务相比，在更大范围的市场中，依托不同地域的电力时空互补特性，可以有效降低备用、调频等辅助服务需求的预留成本，欧洲统一电力市场正在尝试建立的欧洲统一实时平衡市场也是以此为基础在考虑，通过建立标准化的辅助服务品种，在欧洲实现各类型备用的统一招标、采购。

　　需要提供一种激励长期容量充裕性的容量市场机制

　　目前，我国还没有建立电力容量市场，一些针对电力容量市场的研究很多也是针对省级电力市场来开展。当然这是基于我国以省为平衡责任主体的格局和客观现状，考虑到我国省间市场依托交直流混联电网开展，省间功率交换水平与各省运行存在较强关联，省间功率交互水平对于省级电网容量充裕性水平评估影响较大，尝试探索构建省间容量市场机制具有一定的实践意义。不过由于涉及省间输电通道输电权、输电功率可靠执行协调，以及容量费用跨省分摊等难点问题，还需要进行深入评估。

　　省间市场现状及未来发展面临的挑战

　　从商品品种来看，目前我国省间市场品种只有电能商品，初步构建了考虑省间输电通道输电能力、多买方、多卖方经多路径交易的省间电力市场，省间电力市场规模与资源优化配置效率大幅提升，对于全国范围内的保供、保消纳发挥了重要支撑作用。但是，受制于我国省间输电通道的输电费按通道定价回收的政策约束，省间市场中，位于不同省份的买卖主体，经过不同输电路径成交会面临不同的输电费。因此目前的省间市场中，还是采用基于买方主体和卖方主体的报价匹配，形成交易对的方式确定中标结果，随之带来的问题是，出清价格与交易对手方以及输电路径有关，一次市场交易会形成若干组不同的市场价格，以此为基础形成各省的边际价格，随之带来了一些挑战：

　　市场价格与省级市场价格耦合程度有待提升

　　考虑到第一、二批试点省份已经初步建立了电力现货市场，随着省级现货市场逐步投入实际运营，省级现货市场的价格信号将成为电力供需竞争的重要价格指针，不同时间尺度的省间市场竞争形成的出清结果，对于参与竞争的发电侧主体，可以看作省级现货市场全量出清结果的差价合约，市场主体会参考省级现货市场价格，进行省间市场竞价，逐步实现省间、省级市场的价格耦合。但是目前的交易对的成交方式，不同的交易对对应不同的成交价格，价格信号与省级现货市场的表征意义存在一定区别，省间市场与省级市场价格耦合程度有待提升。

　　不同省份的市场成员竞争存在较为明显的差异

　　由于出清结果是买卖对手方的交易对成交方式，成交结果受到输电路径的可用输电能力约束，同样作为电力的购买方，位于不同位置，对于同一个电力外送方，可能面临不同的输电路径，由此带来不同的输电价格。考虑到市场申报价格上限，在购买报价相同情况下，输电价格高的购买方成交排序天然处于弱势，在供需宽松场景下，问题不太明显;但在供需极端紧张场景下，即使外送方外送需求充足，购电方采取上限价格报价，由于输电通道存在输电能力约束，也可能难以竞争获得中标电力。

　　可以有效兼顾不同省份承受能力差异和市场竞争公平性的市场限价原则确定较为困难

　　考虑到市场主体承受能力以及可能存在的市场力，市场运营中通常会设定市场限价(价格帽)，由于不同输电路径的输电费用差异，采用统一价格帽，可能导致不同位置的市场主体存在先天的竞争优劣势差异，失去公平竞争机会，是否需要考虑不同的申报限价，以及统一的出清限价模式，这是一个复杂而又亟待研究的问题。

　　随着省间市场交易规模的进一步放量增长，基于预期交易路径的出清方式与实际潮流偏差逐步增大，交易结果可能难以满足实际输电能力约束。

　　考虑到按通道收取输电费的现行价格政策，交易对手方需要考虑所要历经的输电路径，因此省间市场交易中需要预先设定省间主体跨省买卖所经过的输电路径，但在电力系统实际运行中，交流网络的潮流不会按照预先设定的输电路径输送。随着全国统一电力市场建设的逐步深化，省间市场承载的目标定位可能逐步从少量的余缺互济到清洁能源大范围优化配置，省间交易规模将进一步放量增长。基于预计交易路径的出清优化安排结果，交易预期潮流与实际物理潮流的偏差将逐步增大，省间交易中交易路径和潮流路径不匹配程度将越来越大。在针对直流单通道开展交易时，不会产生太大问题，而对于交直流混联的多通道开展放量交易，困难程度直线上升。当然，这不是我国独有的问题，欧洲统一电力市场也面临同样的挑战，目前，欧洲已经在朝着基于直流潮流出清的模式前进。