自2002年4月国务院出台《电力体制改革方案》并启动电力工业市场化改革，再到国务院于2015年3月发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（“《2015若干意见》”），在过去的20年中，中国经历了两轮电力市场化改革。2002年4月开始实施的首轮电力市场改革，旨在改变当时中国电力行业指令性计划体制和政企不分、厂网不分的状况，推动市场主体多元化。而交易机制缺失、电力缺乏市场定价机制、新能源和可再生能源开发利用面临困难等在电力工业市场改革过程中浮现的问题促使中国政府于2015年3月启动第二轮电力市场化改革。
经过一系列改革，中国电力市场形成了一定的市场规模，在优化资源配置中作用明显增强。但中国电力市场仍然存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题。
从目前看来，电力交易和市场发展阻碍颇多——省与省之间电力交易存在壁垒;价格缺乏弹性从而难以反应市场快速变化，对新能源高质量发展，提高新能源利用的支持有待提升……在这当中，增强电力电量跨区跨省灵活调配能力是关键之一，除了依托电网基础通道以实现不同区域余缺互济，背后的电力市场机制也尤为重要。
新型电力系统下的电力电量平衡模式变化
高比例新能源的间歇性、波动性与随机性，给电力系统运行所需的资源能力带来三大挑战。
保障供电充裕性所需的可信容量不足
目前，我国全社会用电需求还将保持长期持续增长趋势，火电受限于装机规模约束，能够满足峰值负荷的可信容量不足，2022~2035年，火电装机与最大用电负荷比值预计由1.07下降到0.77左右,火电最大出力与最大用电负荷比值预计由0.84下降到0.66左右，由于风电、光伏自身出力的间歇性，目前风电、光伏等新能源能够提供的可信容量较低，仅靠火电将无法满足系统峰荷供应，需要更为有效的机制激励低可信容量的风光主体提升可信容量水平。
保障供电灵活性所需的调节容量不足
随着新能源比例的增长，考虑风电、光伏等新能源出力的日净负荷曲线峰谷差不断提高，部分省份日净负荷曲线已经呈现典型的“峡谷曲线”特征，目前的火电灵活性改造提升了火电机组的调节范围，但从长期来看，仅靠火电机组，爬坡速度与调节范围不足以满足省级电网平衡的调节需求。
保障供电灵活性所需的备用、调频需求大幅增加
考虑风电、光伏等新能源出力的随机性特点，为了省级电网实时平衡，需要预留越来越高的备用与调频能力，这一点在我国送端省份和受端省份体现得均比较明显，送端省更多地表现为集中式新能源预测偏差，受端省份更多地体现为分布式新能源预测偏差，省级电网预留备用面临越来越高的备用资源紧缺与经济成本高涨压力，这一点在英国实时平衡市场中体现得也越来越明显（采购的上调节、下调节等辅助服务费用快速增长）。
在此背景下，电力系统传统的平衡模式面临较大的变化，仅靠传统的实时调度手段已难以满足守住电网安全底线的要求，充分利用各省负荷特性的时空差异，在中长期、日前、实时等不同时间尺度优化省间电力交换，对于保障我国电网的电力供需平衡的安全性与经济性水平具有重要现实意义。
多寡不均的交易格局
然而，目前中国电力市场呈现出省内多、省间少的市场交易格局：近五年全国市场交易电量里80%以上为省内市场交易，省间市场交易电量占比不足20%。甚至在 2022 年，省间现货交易电量占比不足1%，“省内多省间少”背后的原因体现在以下三个维度：
政策引导方面，考虑到各省的电力能源结构不同和改革难度，2015年的“9号文”奠定了以省为单位推进电力市场改革的格局，各省有权自行决定本省内电力市场推进路径和试点实施方案;2019年开启的电力现货试点也是以省为主体推进的。这一系列的政策实践将省级电力市场培育地相对成熟，也使得各省在各自的电力市场规则、标准、输配电价上产生差异，省间协调难度加大。
通道建设方面，跨省跨区联络线及输电通道仍有待优化完善。例如，去年四川限电暴露了四川与外省联络线主要是单向的外送输电线路的问题。相较于四川3000万千瓦左右的外送电能力，去年四川缺电时期，入川的省外支援电力仅有600万千瓦，导致入川紧急电力保供协调难度很大。
又例如，以特高压工程为代表的跨区跨省电网建设，恐滞后于风光大基地电源建设，制约着省间电量充分交换。特高压外送通道审批建设周期为3年左右，但千万千瓦规模的集中式光伏项目只需1至2年即可完工。在电网建设与新能源投资热度形成错配的设定下，亟需重新评估新增输电通道的需求，并通过市场机制引导电力电量资源跨省跨区优化配置，提升既有输电通道的利用率。
除此之外，因为跨省跨区电量交换涉及省份之间在经济发展和安全保供问题上的诸多博弈，客观存在的省间壁垒也给省间交易带来挑战。
以送端省份云南省和受端省份广东省为例，在2015年9号文发布前后，国内电力供需形势整体宽松，云南本地用电需求下降叠加水电增发，致使2015年云电送粤电量同比增加2%，超过广东全社会用电量同比增长率1.4%，挤压了广东省内火电机组的利用小时数和利润空间，引发双方的矛盾和分歧。
2021-2022年电力供需形势偏紧时期，各地保供压力上升，省间协调难度加大。在这期间，云南削减部分外送电量，一方面因为来水偏枯导致水电出力大幅下降，另一方面和其他清洁能源送端省份一样，云南希望利用本地水电电价洼地和绿能价值吸引产业转移以增加省内综合经济收益。例如，以电解铝为代表的高耗能行业赴云南建厂，大幅推高了云南当地的用电量，从而增加了本地保供压力。
广东作为受端省份，在电力供应形势紧张时也希望减少外部依赖度，规避外调电带来的安全稳定风险，防止受制于人。广东省电力靠外区供应比重从2020年约30%下降到2022年23%，相应的外受西电电量从2009亿千瓦时降到1772亿千瓦时，随着2023年5月广东省发布未来三年本地新增9000万千瓦装机的目标，广东未来新增用电需求将逐步被新增本地装机所支持，外购电长协需求会相应降低。
亟需打破省间壁垒
虽然发展博弈、省间壁垒等因素对跨区跨省电力交易整体带来挑战，但受全球一次能源价格波动和国内季节性缺电影响，跨区跨省市场化交易电量有显著增长，省间现货市场购电需求明显。2022年，南方区域跨区跨省电力交易电量2306.9亿千瓦时，同比减少1.4%，但是，其中市场化交易电量762.0亿千瓦时，实现反向同比增长13.4%。
近两年迎峰度夏、迎峰度冬面临保供压力，而省间现货交易由于具有大范围、短周期的机制优势，能够以市场化的手段引导富裕电量向供应吃紧地区及时调配，激励发电企业在满足本省电力供需的基础上主动顶峰发电，提升全网电力供应和平衡能力。
例如，山西现货市场在2021年7-8月晚高峰电力供应紧张时段，现货价格达到上限1.5元/千瓦时，充分激励各类机组主动顶峰发电，保障省内电力可靠供应和跨省外送电力。
通过跨省跨区现货市场提升全网保供能力，以市场化手段引导电能从平衡富余地区流向平衡紧张地区，在当前电力供需环境下意义重大。