4月24日新规落地！省间电力现货交易规则升级，数字电网如何破解跨区配置3大痛点，为虚拟电厂/储能打开千亿级跨区调峰市场？- 大数跨境

4月24日新规落地！省间电力现货交易规则升级，数字电网如何破解跨区配置3大痛点，为虚拟电厂/储能打开千亿级跨区调峰市场？

新数字能源

2026-04-24

导读：2026年4月24日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于修订省间电力现货交易规则的复函》（发改办体改〔2026〕275号），原则同意修订后的《省间电力现货交易规则》，

2026年4月24日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于修订省间电力现货交易规则的复函》（发改办体改〔2026〕275号），原则同意修订后的《省间电力现货交易规则》，明确要求国家电网有限公司会同有关方面认真组织实施，切实发挥省间现货交易促进更大范围资源配置、余缺互济的作用。这一政策信号释放，标志着我国电力市场建设进入新阶段，更为数字能源发展注入强劲动力，将推动全国统一电力市场数字化建设加速前行。

新规出台背景：跨区配置痛点亟待破解

我国能源资源与负荷中心逆向分布特征显著，西部北部地区新能源资源丰富，东部中部地区用电需求集中。2025年数据显示，跨省区交易电量已超过6700亿千瓦时，占全国总发电量的15%以上，省间电力现货市场成为优化资源配置的关键平台。然而，随着新能源装机容量持续扩张（截至2026年一季度，全国新能源装机占比已达42%），现有交易机制逐渐暴露出三大痛点：

1.数据壁垒阻碍实时响应：省间交易信息割裂，跨区电价信号传递滞后，难以适应新能源"随机波动"特性，2025年多次出现西部弃风弃光与东部用电紧张并存的结构性矛盾。

2.新型主体参与受限：虚拟电厂、独立储能等数字能源主体参与跨区调峰的机制不健全，2025年独立储能参与省间辅助服务的比例不足5%，大量灵活性资源未能充分激活。

3.市场衔接效率偏低：省间现货与省内现货、中长期市场协同不足，跨电网经营区交易结算周期长，2025年跨电网交易平均结算周期达72小时，制约了电力资源的快速流动。

此次新规正是针对上述痛点，从规则层面为数字电网跨区配置能力升级提供制度保障。

新规核心亮点：三大升级赋能数字能源发展

通过对比原规则（发改办体改〔2021〕837号）与新版规则，我们梳理出三大核心升级点，每一项都与数字能源发展高度契合：

1. 数据驱动升级：实时电价信号实现全国"一张网"传递

新版规则明确要求建立省间现货市场数据共享机制，实现发电侧、用电侧、电网侧数据实时互通，支撑跨省跨区实时电价信号快速传递。国家电网将构建统一的省间现货交易数据中台，整合26个省份的电力供需数据、新能源出力预测数据、电网阻塞数据等，实现每15分钟一次的滚动出清，为市场主体提供精准的价格信号。

这一升级将彻底改变传统"计划为主、市场为辅"的跨区调度模式，让数字能源技术真正发挥价值。例如，新疆的风电基地可根据华东地区实时电价信号，提前1小时调整出力计划；浙江的虚拟电厂也能通过实时价格差，灵活安排负荷转移，实现跨区套利与调峰双赢。

2. 主体参与升级：虚拟电厂/储能获得跨区"入场券"

新版规则首次明确新型经营主体参与省间现货交易的具体路径，将虚拟电厂、独立储能、负荷聚合商等纳入市场主体范围，允许其通过"发用一体"模式参与跨省跨区调峰交易。同时简化市场准入流程，实行"一地注册、全国共享"的注册机制，降低新型主体参与门槛。

根据国家能源局数据，截至2026年3月，全国已建成虚拟电厂超过1200个，聚合负荷能力达8700万千瓦；独立储能装机容量突破5000万千瓦/10000万千瓦时，这些资源将通过新规获得更广阔的市场空间。以江苏某虚拟电厂为例，其聚合了1.2万户工商业用户，通过参与省间现货调峰，预计年收益将提升30%-50%。

3. 配置效率升级：余缺互济能力实现质的飞跃

新版规则强化了省间现货与省内现货、辅助服务市场的协同机制，建立跨电网经营区常态化交易通道，实现国家电网、南方电网、蒙西电网之间的全时序交易常态化。同时优化结算机制，将跨区交易结算周期缩短至24小时内，结算差错率控制在0.03%以下，大幅提升交易效率。

2026年4月16日，南方电网经营区通过省间电力现货交易，购得陕西、江西、甘肃等省份最大电力110万千瓦、合计电量1679万千瓦时，±500千伏江城直流输电工程实现满功率送电，标志着省间电力现货交易已实现全国全覆盖。新规实施后，这种跨区余缺互济将成为常态，预计2026年跨省区现货交易电量将突破2000亿千瓦时，同比增长40%以上。