一.省間交易發展提速，重要性日益凸顯

全國電力市場建設加速。

國家發改委394號文明確要求2025年底前基本實現電力現貨市場全國全覆蓋，并首次以省級為單位劃定了20個地區的運行時間表。全國電力現貨市場建設按下“加速鍵”。湖北作為先行示范區，于6月6日轉入正式運行。湖北由此成為全國第二批試點中首個、全國第六個實現電力現貨市場正式運行的省份。

(來源：蘭木達電力現貨 作者：Lambda)

省間交易的規模不斷擴大。

2024年，湖北省外購電量約為240億千瓦時，同比增長9%，其中省間中長期交易電量約為220億千瓦時，占比93%。2025年上半年，國家電網省間市場化交易電量約為5700億千瓦時，同比增長8.7%;省間清潔能源交易電量約為3500億千瓦時，同比增長23.1%。

售電公司尋求突破。

當前，零售側同質化競爭加劇與批發側交易博弈深化，持續壓縮售電公司利潤空間。深入理解市場規則并構建以精準預測為核心的交易能力，是售電公司降低均價、提升收益、贏得競爭的關鍵。在瞬息萬變的市場環境中，單純依賴省內資源達成均價與收益目標愈發困難。省間交易正逐步成為售電公司突破省內資源限制的關鍵工具，并在多種特定場景下展現出顯著的實用價值。下文將具體分析省間交易在不同情境下的優勢與應用模式。

二.省間交易的應用場景

1.中長期合約均價調節器

截至2025年4月底，湖北風電、光伏裝機容量達5000萬千瓦，占全省電源總裝機容量的39%。其中，光伏裝機4040.29萬千瓦，首次超過水電裝機容量。

光伏發電受天氣影響較大，在午間光伏發電高峰時段易形成“價格低谷”，高價時段收益將被大幅壓縮。湖北的風電裝機和發電量雖然占比較小，但對市場的影響力也在日漸攀升。

圖1. 湖北現貨價格曲線(7月1日-7月7日)

此外，湖北市場水電發電量占比較高，4月起進入豐水期，7月達到頂峰(發電量約為平時3倍)，也容易形成現貨的“價格低谷”(如2024年7月湖北現貨價格曾跌至約200元/兆瓦時)。

圖2. 湖北月度現貨價格曲線

當省內新能源或水電大發導致日內現貨價格暴跌，而中長期合約價格仍維持高位時，交易員面臨兩難：繼續按高價購入中長期電量將收窄批零收益甚至導致虧損;停止購入中長期電量使剩余電量全部進入現貨市場，則面臨高額考核風險。核心矛盾在于現貨與中長期價格差過大。如果我們能夠適當降低一些中長期價格，在決策上就可以有更大的操作空間。

單純依靠省內的年度、月度和滾動窗口進行套利也可適當降低中長期合約均價，但相關操作難度高、風險大。省間交易提供了優質的跨區套利窗口。通過省間市場購入低價綠電(或其他低價電力)，可有效對沖省內高價中長期合約，攤薄整體合約成本。

圖3. 省間交易具有明顯的價格調節作用

如圖3所示，將固定的50兆瓦時電量分別以不同權重分配到滾動窗口或省間窗口時，可得到不同的中長期合約均價。若省間均價小于滾動均價，增大省間窗口的購電量可以顯著降低中長期合約均價。

2. 批零倒掛下的中長期倉位補充源

根據湖北交易規則，售電公司的批零收益主要取決于中長期均價與現貨電價的價差與中長期持倉比例。不考慮回收考核的前提下，當中長期均價大于現貨價且中長期持倉小于100%，或中長期均價小于現貨價且中長期持倉大于100%時，均可獲得正向收益。

湖北枯水期或極端高/低溫天氣易導致現貨電價飆升。2025年湖北夏季氣溫偏高、降水偏少，用電負荷增加而水電出力減弱，即便在傳統低價區間(6-8月)，現貨價格也可能高于往年。

圖4. 湖北7.1-7.16晚峰現貨價格與去年8月對比

今年在“氣溫偏高、降水偏少”的條件下，現貨高峰可能會較去年有所提前，需要持續預防7、8月的現貨高價風險。從圖4中可以看到，湖北近期的晚峰現貨價格居高不下，且已經超出了去年8月(邊界條件與25年7月接近)的現貨價格水平。同時，據6月新一輪的拉尼娜氣象變化過程，到下半年，保持中性的概率為48%，但仍有41%的概率形成雙重拉尼娜。下半年如果發生拉尼娜現象，有可能會造成湖北乃至全國范圍今年冬季的“冷冬”，導致冬季取暖造成的負荷增加，同樣會使得現貨價格走高。

當現貨電價高于中長期均價時，極易發生批零倒掛虧損。規避或減少此類虧損的關鍵在于，在現貨高價時段持有充足的中長期電量。若受省內規則或市場流動性限制難以通過省內交易達成所需的高持倉比例，省間交易成為有效補充中長期倉位的渠道，幫助售電公司在現貨高價時段維持或提升持倉比例，對沖批零倒掛風險。

3.電量保供穩定器

售電公司的用戶負荷可能會出現較大波動。當用戶負荷出現超預期增長時，原有的中長期合約持倉量可能無法滿足突增的用電需求。

圖5. 用戶實際用電量突增時持倉不足

如圖5所示，假定某售電公司依據200兆瓦時的預測用電量制定了年度和月度策略，在此策略下，理論可達到的最大持倉為113%。然而當實際用戶用電量為300兆瓦時，即便在日滾動窗口買到可交易的最大量，也只能保證75%的持倉，遠遠達不到交易中心規定的最低持倉比例91%，還必須大量進現貨來確保用戶用電，需要承受大量的考核回收費用，售電公司可能面臨巨額虧損。

在這種情況下，該售電公司可以通過省間窗口購入部分電量，以彌補自身中長期倉位的缺失，確保滿足用戶實際用電需求，同時避免承擔巨額的考核回收費用。

三.總結

隨著湖北電力市場于6月6日轉入正式運行，湖北省間電力交易已進入快速發展與深化應用的新階段。售電公司需深刻認識其戰略意義，積極研究并掌握其應用策略，將其作為優化購電結構、管理市場風險、保障用戶供應、提升核心競爭力的重要工具，方能在日益復雜的電力市場環境中贏得主動。