7月1日，华中区域（东四省）电力互济交易正式启动连续结算试运行，标志着覆盖湖北、湖南、河南、江西四省的日前/日内跨省电能量余缺互济机制全面落地。十余天连续结算效果凸显，区域资源统筹优化配置平台作用进一步提升，区域层面电力互济交易机制建设迈出了坚实的一步。

　　数据显示，7月1—14日，累计599家主体参与交易竞价，471家主体中标；跨省最大互济电力305万千瓦（7月11日），累计交易电量1.94亿千瓦时，日均出清电量1387万千瓦时（日前环节1093万千瓦时、日内环节294万千瓦时）。

　　《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）指出“完善跨省跨区电力交易制度。在省间交易框架下探索区域内同步电网电力互济交易”。国家能源局华中监管局相关负责人对《中国能源报》记者表示，华中省间电力互济交易以服务电网运行为导向，充分考虑当前跨区省间市场未延伸、省内市场未覆盖的交易需求，定位为省间电力现货交易的补充。华中省间电力互济交易在省间中长期交易和省间现货交易的基础上，利用省间通道剩余输电能力，在华中四省之间开展日前、日内电能量交易。交易结果与其他省间交易结果一道，作为省内现货市场交易出清的边界。

　　■■“先双边、后单边”创新交易机制

　　湖南、湖北、河南、江西等省份处于华中腹地，用电负荷高峰期常常面临局部供需紧张。厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺在接受《中国能源报》记者采访时指出，华中省间电力互济交易连续运行的重要意义之一，在于“深化跨省互济，筑牢电力安全保供底座”。

　　以往，省间的电力支援往往依赖行政调度或临时协议，响应速度和灵活性有限。省间连续运行的互济交易机制，将计划转化为市场，让电力富余的省份可以通过市场交易将多余电量输送给紧缺省份，在保障民生和经济社会发展用电需求的同时，更在宏观层面提升了整个区域电网的安全韧性。

　　“华中省间电力互济交易的连续运行，不仅在保供电、促消纳方面发挥了立竿见影的作用，更在机制创新与主体激活上为全国统一电力市场建设提供了宝贵的区域样板。”孙传旺认为，在保供的同时，清洁能源消纳同样是互济交易发力的重点。创新交易机制，拓宽了清洁能源消纳通道。新能源发电具有显著的波动性和随机性特征，风电、光伏大规模并网对电网的调峰能力提出了极高要求。

　　在机制设计上，华中省间互济交易的一大亮点是“先双边、后单边”的两次出清模式。华中监管局相关负责人解释，首先由购售电双方进行量价撮合成交（第一次出清）。如价格不匹配无法成交，水电、新能源可自愿以接受购电方价格的方式，再次进行撮合成交（第二次出清），尽最大可能达成交易，促进清洁能源消纳。除了减少“弃风弃光”现象，还推动了能源结构绿色低碳转型。

　　从运行成效来看，记者从国网华中分部了解到，截至7月14日，市场累计接入1913家经营主体，较原省间辅助服务市场增加1560家，新增主体主要为新能源和水电。从华中省间电力互济交易参与主体看，燃煤火电、新能源、抽水蓄能、新型储能、虚拟电厂均在开市以来开展了交易竞价并成功中标，“点对点”的跨省互济交易格局形成。燃煤火电是参与交易的主力军，累计购电1.71亿千瓦时、售电1.29亿千瓦时。新能源累计交易电量5635万千瓦时，有力促进了新能源富余电量跨省消纳。其中，近74%新能源企业参与竞价时选择自愿参与二次出清，二次出清累计交易电量1830万千瓦时。

　　孙传旺表示，连续运行的互济交易激活多元主体，释放资源灵活调节潜力。随着电力市场的逐渐成熟，新型储能、虚拟电厂等新兴主体开始纳入交易范畴，不仅深度挖掘并释放了灵活性资源的调节潜力，也让电力系统的调节手段从传统的“源随荷动”向“源网荷储互动”转变。华中地区的这一实践，为全国统一电力市场建设提供了可复制、可推广经验。

　　■■华中区域打造互济交易样板

　　省间电力互济交易能够从短期的、试验性的操作，走向常态化、连续运行，非一日之功，而是建立在坚实的制度基础与高效的组织保障之上。

　　省间电力互济交易具备良好的基础。华中省间电力调峰及备用辅助服务市场自2020年4月运行以来，已超6年，交易规则不断完善，参与主体不断增多，交易频次持续提升，交易规模不断扩大，已成为惠及华中区域湖北、湖南、河南、江西四省，共促保供、消纳的区域性平台。市场累计交易电量超134亿千瓦时，区内跨省调峰和备用支援的最大电力分别达到556万、479万千瓦。

　　上述相关负责人介绍，华中省间电力互济交易，充分吸纳了过去辅助服务市场、省间现货市场的成熟先进做法，同时紧密贴合区域电网调度运行实际，以最大限度满足电力保供和清洁能源消纳需要为根本出发点，在交易申报、出清、限价等方面进行机制创新，形成“华中特色”，力求实现市场环境下经营主体与电网运行的共赢局面。

　　在孙传旺看来，我国省间电力互济交易连续运行背后有三大支撑因素：第一，规则体系更加完善。“无规矩不成方圆”，电力市场的核心在于规则。从交易准入、报价机制、出清规则到结算流程，每一个环节都在实践中不断优化。同时，配套技术系统同步投运，有力支撑了交易活动规范有序开展。第二，协同推进更加有力。省间电力互济交易涉及电网调度、交易、营销等多个专业部门的紧密配合。连续运行的背后，是“网省联动和多专业协同”的深度贯通。纵向到底、横向到边的协同模式，打破了传统的管理壁垒，为互济交易的连续运行提供了坚强的组织保障。第三，市场活力逐步释放。随着规则的完善和协同的深化，越来越多的交易主体被吸引到互济交易中。

　　■■走向常态化资源配置

　　谈及未来省间互济交易的发展方向，业内普遍认为，未来的省间互济交易不应局限在保供促消场景下简单的电能量余缺互济，而是转变为常态化、市场化资源配置的重要手段。尤其是新能源全面入市后，要求省间市场机制能适应风电、光伏等新能源的特性，提供更精细价格信号。

　　孙传旺认为，尽管省间互济交易已取得显著成效，但在迈向全国统一电力市场的宏大进程中，互济交易仍需在制度基础、运营管理和生态构建上持续深耕。

　　孙传旺建议从三方面完善省间互济交易：首先要健全交易规则，夯实平稳运行制度基础。针对“迎峰度夏”“迎峰度冬”等关键时期，必须厘清省间互济交易与省间现货市场、省内现货市场等业务的衔接逻辑，推动省间互济交易规范高效运行。

　　其次，要强化监测分析，驱动互济交易提质增效。市场的连续运行会产生海量数据，这些数据是市场的“晴雨表”。监管部门和运营机构需要持续追踪这些关键指标，加强对交易组织效果和信息披露质量的评估，提升市场运营管理的精细化水平。

　　最后，要优化服务体系，提升源网荷储协同韧性。未来要聚焦差异化诉求，建立健全定制化服务保障机制。特别是负荷聚合商、虚拟电厂等新兴主体，因其由众多分散的小微用户或分布式资源组成，参与省间交易的门槛较高，市场运营机构可引导这些主体积极参与市场。