据央视新闻报道，10月15日，省间电力现货市场转入正式运行，中国电力市场化交易范围进一步扩大。
电力现货市场、中长期市场和辅助服务市场为电力市场的基本功能模块。按时间划分，将日以上的交易称为电力中长期交易，将日前及日以内的交易称为电力现货交易。
省间电力现货市场是在省间电力中长期市场交易基础上，开展的省间日前、日内电力交易，是全国统一电力市场的重要组成部分。
在功能上，现货市场负责发现电力实时价格、准确反映供需关系，并实现电力系统的调峰。此前，山西省、广东省、山东省和甘肃省的省内电力现货市场已先后转正。
省间电力现货市场打破地域限制，使电力资源能在更大范围内进行优化配置。2017年，为缓解弃风、弃光和弃水问题，国家电力调度控制中心(下称国调中心)和北京交易中心组织开展了跨区的省间富裕可再生能源电力的交易试点。
2022年1月，省间电力现货市场启动试运行，并于当年7月启动为期半年连续结算试运行。
2023年9月，国家发改委、能源局印发《电力现货市场基本规则(试行)》，明确集中式电力市场模式下的省/区域现货市场的主要规则，以及省/区域现货市场与相关电力市场的街接方式。
随后，《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》印发并提出推动跨省跨区电力中长期交易频次逐步提高，加强与省间现货协调衔接。
截至10月15日“转正”，省间电力现货市场交易范围已实现国网经营区和蒙西地区全覆盖，交易主体超6000个，涵盖多类型发电主体，累计交易电量超880亿千瓦时，其中清洁能源电量占比超44%。
央视新闻报道称，省间电力现货市场转入正式运行，将会更好促进新能源的消纳。今年前8个月试运行期间，通过省间现货市场，新能源利用率提升了1个百分点。
在9月5日举办的甘肃电力现货市场转正式运行大会暨2024年电力市场秋季论坛上，国调中心副总工程师王德林披露，今年1-8月，全网通过省间现货交易多消纳清洁能源116亿千瓦时，同比上涨37%。
“省间现货交易充分反映市场供需，季节差异特征明显。”王德林表示，今年春季清洁能源大发，消纳矛盾较突出，省间现货清洁能源成交量占比66%，较度冬提升33个百分点，成交均价0.22元/度，较省间中长期均价低0.14元/度。
国调中心数据显示，今年火电、水电、风电和光伏的成交量占比约为4:2:2:1，火电成交平均价格0.45元/度、水电0.21元/度、风电0.24元/度，光伏0.2元/度，反映了不同电源的成本，发挥了清洁能源低边际成本的优势。
王德林指出，2023年省间现货成交电量中跨区电量为283亿千瓦时，占比为89%，“三北”和西南省区为主要送端。“三北”地区各省互济能力较强，区域内省间现货交易量占比均在10%以上；华东、华中、西南三个区域供需形势一致度较高，区域内省间现货互济占比不足5%。
2024年迎峰度夏期间，省间现货最高成交价格为2.18元/千瓦时，最大成交电量为1285万千瓦，精准支援浙江、上海、安徽等16个平衡紧张省区(市)。
目前，南方电网经营区域不断推进南方区域电力现货市场建设。
2023年12月，南方区域电力现货市场开展为期四天的调电试运行，并开展覆盖南方五省(区)以及跨省跨区的结算试运行。
这是中国首次实现全区域电力现货市场结算，电力现货交易扩大至广东、广西、云南、贵州、海南五省区。
王德林认为，近年来，传统受端省份供需形势发生转变，部分时段清洁能源消纳困难，要鼓励各省进一步放开电源参与省间交易，实现资源更大范围优化配置。省间电力现货市场下一步要加强与南方电网的友好合作和积极探索，实现省间电力现货市场在更大范围的覆盖。
