9月11日，在“2025电力市场秋季论坛”上，记者了解到，我们用的电每3千瓦时里面就有2千瓦时是直接通过市场交易方式形成的。这不仅展现了我国电力市场化改革的成就，还是当下电力交易助力迎峰度夏的直观体现。
9月1日，记者从国家电力调度控制中心了解到，今年夏天，国家电网有限公司经营区用电负荷6次创新高，6个区域电网18个省级电网用电负荷累计81次创新高，其中经营区最大负荷达12.35亿千瓦，同比增加5500万千瓦。作为全国统一电力市场的重要组成部分，现货市场运行平稳、交易活跃，发挥了重要支撑作用。迎峰度夏期间，公司经营区省间现货最大互济电力1432万千瓦，精准支援20余个省份用电，以市场化手段破解能源逆向分布、局部平衡紧张的难题。
在现货市场中，用电大省浙江购买需求旺盛。6月14日以来，浙江省用电负荷保持高位运行，有74天突破1亿千瓦。国网浙江省电力有限公司营销服务中心专责王倩莹负责在市场上“买电”。8月19日，王倩莹收到浙江电力调度控制中心的用电分析报告，预测20日浙江晚间高峰时段供电趋紧，随即综合开展日前、日内现货交易。当日，浙江在省间现货市场最大交易电力为544万千瓦，省间现货购买电量为8762.45万千瓦时，占全国当日省间现货交易电量的63%。
“如同菜价会根据供需关系调整一样，在省间现货市场里，电价也随供需变化。特别是在日内现货市场，电厂实时竞价，用户按需下单，随买随用，可灵活满足短时电力互济需求，应对用电负荷高峰。”王倩莹说。
“我国资源、负荷呈逆向分布，要实现电力电量平衡及清洁能源消纳，客观上需要通过全国统一电力市场推动资源大范围优化配置。”国网能源研究院有限公司供需所副所长尤培培说。
新一轮电力体制改革实施后，我国电力市场逐步形成了“中长期为基础，现货余缺互济，应急调度救急”的保障体系。“电力中长期交易起到稳定市场预期的作用，现货交易则是反映电力供需变化的‘指南针’，具备价格发现等市场功能，能在关键时刻缓解电网压力，推动电力资源更好地在全国范围内优化配置。”华北电力大学经济与管理学院教授刘敦楠说。
当前，现货市场在全国范围内加快铺开，山西、山东等7个省级现货市场正式运行，省间现货市场转入正式运行，南方区域电力市场连续运行，电力资源在全国范围内更加顺畅地得到优化配置。其中，省间现货市场已有6000余家发电主体参与交易，累计成交电量超1100亿千瓦时。
今夏，通过省间现货交易，青海的清洁电能为江苏的新能源汽车充电，山西的火电“搭车”支援湖北高峰时段用电，实现“哪里需要电，电往哪里去”。国家电力调度控制中心数据显示，6月以来，省间现货市场累计成交电量81.26亿千瓦时，最大成交电力1432万千瓦。分类型看，火电成交电量47.90亿千瓦时，占比58.95%；可再生能源成交电量33.36亿千瓦时，占比41.05%。分地区看，湖北、四川、宁夏等省份作为主要卖方，成交电量占卖方总成交电量的48.66%；浙江、上海、四川等省份作为主要买方，成交电量占买方总成交电量的67.78%。
“能涨能跌的价格机制是现货市场的核心生命力。”国家电力调度控制中心副总工程师王德林认为，这种机制引导供需两侧协同优化，实现资源最优配置。
在电源侧，现货市场传递价格信号，激励机组加强运维保障，实现稳发满发。8月22日，山东省用电负荷今夏第8次创新高，达1.3021亿千瓦。当天，山东省内现货市场实时出清最高电价每千瓦时0.654元，激励电厂优化生产组织。山东电网直调火电顶峰出力6453万千瓦，60万千瓦以上机组非停率和受阻率实现“双零”。
今夏供需紧张时段，省间现货成交均价升至0.77元每千瓦时，较省间中长期交易均价高105%，激励了火电机组顶峰发电。
电力市场以价格为“指挥棒”，引导高效清洁机组深度参与系统调节，挖掘新能源电量消纳潜能。7月11日，依托“沙戈荒”大基地配套电源短期平衡市场，新能源大发期间，庆东直流配套火电为新能源发电腾出871万千瓦时消纳空间；新能源出力不足时，配套火电和西北主网电源顶峰发电112万千瓦时，保障跨区直流稳定外送，为全国电力保供提供了可靠支持。
“‘沙戈荒’短期市场相当于把火、风、光、储相关企业放在一个‘超市’里，各类发电企业根据价格信号买卖电量，‘超市’作为整体参与电网调度，对内利益共享、风险共担，对外降低了电网运行风险。”西北电力调度控制中心计划与市场处专责李清涛介绍。5月22日，国家电网有限公司西北分部在庆东直流送端启动“沙戈荒”短期市场模拟试运行，已组织开展庆东、中衡直流配套电源市场交易，充分释放火电与新能源发电的互补互济潜力，支持全国保供大局。
在用户侧，工商业用户根据价格信号，主动优化用电曲线，削峰填谷。辽宁海城市中昊镁业有限公司是一家大型镁质耐火材料生产企业，电力需求大，对用电价格较为敏感。3月1日，辽宁省启动电力现货市场连续结算试运行。该企业与售电公司通过现货市场签订分时段“套餐”，按照电价峰谷时段，将80％的负荷由夜晚调整至白天，压降了用电成本。3月以来，鞍山、营口100万千瓦高耗能负荷根据市场价格，主动从晚尖峰转移至上午光伏大发的低电价时段，既降低企业成本，又促进了新能源电量消纳。
从省内平衡到跨区互济，从火电稳供到绿电消纳，市场机制深度融入电力保供全局。近期，国家发展改革委、国家能源局发布《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，跨经营区现货交易迎来突破。随着全国统一电力市场加快建设，更多新型主体参与到现货市场中，“看不见的手”将为更优配置、更高水平的电力供应提供解决方案。（记者 张献方 通讯员 董时萌）
