2022年省间电力现货市场、南方区域电力市场先后启动试运行。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，到2025年全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高。
2023年2月底，在山西太原举行的电力市场春季论坛上，与会嘉宾指出，当前电力生产结构、电力市场结构、电力平衡模式和电力供需形势等发生重大变化，电力现货市场建设面临多方面挑战。与会嘉宾认为，跨省跨区电力市场机制建设可以发现电力价格信号，有助于保供应和促进新能源消纳，但打破省间壁垒绝非易事，需要面临电力价格传导、辅助服务费用分摊、现货建设进度不一等诸多问题。
保供应、促消纳
国家电力调度控制中心副主任孙大雁在会上介绍了国家电网范围省间现货的情况：2022年省间电力现货市场试运行期间总体运行平稳，国网范围内全年累计交易电量278亿千瓦时，最大单日成交超过1900万千瓦，售电侧21个地区累计6000家新能源、火电和水电企业参与省间现货售电，主要分布在三北和西南地区，购电侧有25家省级电网企业按照地方政府要求参与省间现货购电。交易电源类型季节性特征十分明显，春季以新能源为主，迎峰度夏和迎峰度冬期间以火电为主，西南水电大发时以水电为主。
孙大雁认为，2022年省间电力现货市场试运行期间，省间现货价格充分反映市场供求关系，不同季节电价差异较大，2022年7、8月由于连续长期高温，供需关系较紧张，火电机组省间现货成交均价达到2.01元/千瓦时，“现货价格信号激发火电顶峰发电积极性，煤电机组非计划停运和出力受阻都降到历史最低水平，有效提升了电力供应能力，减少电力平衡缺口。”
对于新能源消纳，孙大雁表示，2022年全年国网范围内省间现货市场清洁能源累计成交电量为133.1亿千瓦时，减少风电、光伏弃电47.7亿千瓦时。在2022年新能源装机增长超过7000万千瓦的情况下，新能源利用率仍然保持97%。
国网甘肃电力调度中心市场处副处长张晓斌在会上介绍，2022年甘肃在省间现货市场送出电量约14亿千瓦时，购电约8亿千瓦时。国网华东分部调控中心计划处副处长滕晓毕披露，2022年华东地区省间现货成交大约150亿千瓦时，华东最大单日成交电力1100万千瓦。
南方电网电力调度控制中心副总经理蔡葆锐介绍了南方区域电力市场建设进展。2022年12月13—14日，南方区域电力现货市场成功进行了首次调电试运行，期间电网运行平稳，优化出清过程顺利，技术支持系统未见异常，与广东现货、区域调频等在运市场衔接有序。
他提到，南方区域电力现货市场是在南方（以广东起步）电力现货市场基础上，向全国统一电力市场体系迈出的重要一步。南方区域电力现货市场在建设的过程中，面临了市场建设协同机制、模式选择和技术实现三方面主要挑战，在试运行期间已摸索相应的解决方案。下一步将继续按照2023年和2025年两个关键节点稳步推进市场建设。
跨省衔接不易
对于跨省跨区电力市场机制的完善，山西新兴电力市场研究院副理事长王正通分享，山西2022年迎峰度夏时省间现货价格非常高，使得很多火电厂省外送电积极，省内送电缺乏积极性，对调频等基础服务产生影响，跨省电力现货市场和省内电力现货市场缺乏合理衔接机制，需要优化。
省间辅助服务费用分摊机制也有优化空间。王正通认为，目前送端省所有辅助服务尤其是外送部分辅助服务费用都由省内用户承担，受端省只承担电能量价格。他说，特别要注意有些送端省经济本身比较弱，用户单一附加值较低，跨省电力市场应该尽快完善辅助服务机制，让出力者获利，让获益者承担。
他认为，还需要注意市场建设进度问题。目前各省现货市场建设进度差异较大，一些受端省份没有现货市场，价格无法传导，购售双方价格差异非常大，这之间的价格差异是省间市场矛盾比较大的地方，相信随着电力市场发展会逐步解决。
北京电力交易中心研究室主任刘硕认为，需要进一步推动省间省内市场融合，要将省内市场各类条件、以及省内市场运行起来的约束条件整体提炼出模型在省间开展出清和市场组织工作，“可能市场主体将来不用再区分是参与省间市场还是省级市场，而是申报真实用能需求和发电需求，通过市场机制形成省间和省内的结果。”
刘硕提醒，省间省内融合很多时候不单是技术处理问题，要考虑我国经济管理模式，以省为主体平衡需求。在省内省间市场融合时，政府层面有很多问题需要沟通和协商。张晓斌认为，建市场时，无论是中长期市场还是现货市场，要尊重国情、网情、省情，做到统筹兼顾。
北京清大科越股份有限公司高级副总裁匡洪辉说，希望跨省交易进一步打通之后，可以有合理的市场化价格传导机制，在电力供应偏紧时让电价承受能力更强的企业有更多选择的权利。
