跨经营区交易规则接驳 全国电力市场打通堵点

电能的跨经营区奔流，映射出全国统一电力市场释放的多重价值。而此次具有“破壁”意义的行动，只是迈出了探索的第一步。规则差异、利益平衡、系统安全，电力资源在全国更大范围交易，有充满机遇的可能性，亦有更多亟待解决的挑战。

更大的市场

浙江是资源小省但又是用电大省，其长期面临电力供需结构性矛盾，对更大范围的电力市场有着迫切需求。“浙江有三分之一的电是外来电。每年的第三季度供需最紧张，总需要‘增量’让供电留有余地。”浙江电力交易中心副总经理方建亮表示，跨经营区电力交易为浙江增购外来电提供了新通道。

跨经营区电力交易，就是电力跨越不同电网经营区实现“自由流通”。

自2002年“厂网分离”的电力体制改革以来，我国电网运营呈现国家电网与南方电网两大主体分区域经营的格局，两大主体各自形成了较为完整的跨省跨区电力市场。

这种区域划分在特定历史时期有效保障了各电网的稳健发展，但也客观上形成了物理连接背后的“市场隔离”。两网间缺乏常态化市场交易机制，电力互济主要以政府间协议、应急调度为主，制约了网间通道的充分利用和互济作用的充分发挥。

随着新型电力系统建设持续推进，高比例新能源接入增加了系统的随机性、波动性，依靠大电网在全国范围内促进富余新能源消纳、保障电力安全稳定供应的需求越来越迫切。我国各地用电高峰期存在一定的时间差，市场的“隔绝”，使南方区域水电大发时，难以高效实现富余水电向国网区域缺电省份的跨区输送；北方富余的新能源电力，也无法在南方用电高峰时段有效提供跨区支援。

两个电力市场的分割，成了建设全国统一电力市场的关键堵点之一。用跨电网交易机制建设打破市场分割，实现国家电网、南方电网间的联通，有利于实现电力市场在全国范围内互联互通、电力资源在全国范围内高效配置、电力系统在全国范围内互济互保，进一步发挥电力市场保供应、提效率、促转型作用。

跨经营区电力交易是深化电力体制改革的重要突破。“新一轮电力体制改革最核心的任务是深化电力体制改革，还原电力商品属性，建立市场化交易体系，完善市场化交易机制、电价形成机制，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。”中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放表示，跨经营区电力交易是实现全国统一电力市场建设目标的关键路径，是促进电力资源大范围流动的核心实践，是2025年初步建成全国统一电力市场的重要标志。

新一轮电力体制改革实施以来，我国基本构建了多层次多品类多功能电力市场体系，电力生产组织方式逐步由计划向市场转变。2024年，国家电网经营区跨省跨区交易电量突破1.5万亿千瓦时，较2016年翻了一番。

国家电网经营区内的华东电网与南方电网电力供需互补特性很强，4～6月南方电网供需形势偏紧，华东电网具备支援条件，7～9月则相反。“跨经营区电力交易在更大范围开展，有利于利用区域间负荷特性差异，挖掘错峰互补效益，实现全国保供一盘棋。”北京电力交易中心市场交易三部交易处处长吴敏介绍，华东电网在此次交易中成交高峰电力120万千瓦，相当于紧急投入两台满负荷运行的60万千瓦机组，保障负荷中心电力供应。

此次南方电网送华东互济支援交易计划7～8月全天增送电力120万千瓦，9月上半月全天增送电力100万千瓦，叠加前期已达成的广东送福建电力，实现闽粤联网工程200万千瓦满功率送电。其中广东送福建电量8.92亿千瓦时，云南、广西分别送华东电量6.26亿千瓦时。

“此前，国家电网与南方电网通过闽粤联网工程实现电力互济，年送电量为20亿千瓦时左右，另有江城直流将三峡的电送往广东。此次跨经营区市场化电力交易取得重要突破——送受范围更广、规模更大、主体更多，既开拓了华东区域电力来源，又拓宽了南方区域富余电源外送范围。”北京电力交易中心市场交易一部主任汤洪海说。

更统一的规则

跨经营区电力交易相比同一经营区内的跨省跨区电力交易更加复杂：涉及多家电力交易中心，市场主体的需求不同、各省份的负荷特性不同、各发电企业的发电能力不同，各经营区的市场交易组织流程也不同。因此，交易操作复杂度大大增加——不仅要兼容不同省份市场设计和实际情况，也要统一计量、结算、信息平台等技术标准。

从事电力交易工作多年的汤洪海表示，这次跨经营区电力交易的组织速度更快了。这种快，一方面源自市场规则的逐步统一，另一方面则源于前期多次跨经营区试点交易的经验积累。

今年，我国已开展多轮次跨经营区试点电力交易。今年3月，两网依托闽粤联网工程，完成全国首笔跨经营区绿电交易，连续22天把来自广西、云南的绿电送至上海，为交易机制的实践提供了重要示范。6月，华北、东北、西北和蒙西地区共3095万千瓦时绿电送入广东，并在5～6月南方电网供需偏紧时段，实现依托闽粤联网工程华东支援南方200万千瓦满送。

近日，国家发展改革委、国家能源局批复《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》（以下简称《方案》），打通两网的经营边界，中长期、绿电、现货等各品种和场景的交易，都将变成市场化操作。

建立跨电网常态化交易机制后，北京电力交易中心和广州电力交易中心将分别收集国家电网、南方电网经营区内的跨电网交易需求，通过交易平台间的信息交互实现供需精准匹配，按照交易类型由一方交易机构完成出清，交易结果在两侧平台实时共享、共同披露。任一经营主体在电力市场的注册信息，由首注地交易机构向对侧共享，实现“一地注册、全国共享”。蒙西电网的用户也可以通过这一机制实现与南方电网经营区的交易。

电力市场主体在一个地方注册后，在全国电力市场中都可以享受同等资源。这破除了市场主体跨区参与的制度性门槛和技术障碍，确保交易组织等复杂流程顺畅、准确、及时执行，打破了长期存在的两网间的信息孤岛和平台壁垒。

跨经营区电力交易在多层级电力市场体系中发挥着承上启下的作用。“跨经营区电力交易协同运作的市场组织和管理模式持续保障电网安全运行和市场平稳运作，有利于实现两大经营区的市场深度耦合。”清华大学能源互联网创新研究院研究员姜楠认为，这能够为全国层面的制度和规则的规范化制定提供实践基础，推动电力资源的时空价值得以在更大市场上被发现和确认，并创造更加公平的市场环境。

更活跃的主体

跨经营区电力交易正推动全国统一电力市场基础制度规则统一，也让电力市场中的各个主体更加活跃。针对交易成本，《方案》明确，跨电网交易不收取交易费，电价水平也将会根据市场的变动而变动。以后，哪里的电更便宜，哪个时段的电更便宜，市场主体有了更多的选择自主权。

在送电端，资源实现更好“变现”。

国家能源集团广西公司各单位26个交易单元总计189万千瓦新能源发电全面参与此次交易，成交电量1406万千瓦时。“跨经营区电力交易打通了新能源电量跨区域消纳的‘高速通道’，让广西富余的新能源电量输送至华东地区需求旺盛的用电企业。”该公司相关业务负责人表示。

发电资源的竞争力也在大市场中有了更加客观的价值体现。“水电站出力受流域来水影响显著，这种波动性常限制我们在单一区域市场的竞争力。而跨经营区电力交易，特别是与负荷中心省份的直接对接，让我们能更高效地‘熨平’时空差异，实现‘丰水期高价外送、枯水期价值回补’。”华能澜沧江水电股份有限公司相关业务负责人说。

在受电端，无论是当下交易的省间市场协同，还是未来交易的拓展，购电主体的选择都更加主动。跨经营区现货市场价格发现功能将形成反映供需关系的价格信号，平衡送受端利益。

此次交易中，国网华东分部开展省间市场协同、平衡协调工作，根据各省预测度夏分时段电力供需情况，统筹各省购电需求。上海、浙江、安徽几个省份根据电力需求各取所需，最终把购入的电全部“物尽其用”，实现了资源利用最大化。

跨经营区电力交易的前景如何？

国家发展改革委相关负责人表示，国家发展改革委、国家能源局将持续完善全国统一电力市场体系总体设计，破除体制机制障碍，健全配套政策，推动跨电网经营区常态化交易在更大范围内发挥优化电力资源配置作用。同时将推动国家电网公司、南方电网公司和北京、广州电力交易中心编制交易实施细则，进一步完善技术平台功能，强化技术平台互联互通和信息共享互认，提升对经营主体的服务水平。

售电公司的交易品种更多、赢利点更多，但也要面临交易风险随之增加的挑战。《方案》规定，售电公司可通过双边协商交易、挂牌交易、集中竞价交易等方式，采购其他经营区内电源发出的电量。此外，电力现货市场将从以年度交易、月度交易为主，逐步过渡到“工作日连续开市”。一些售电公司认为，这需要更多地进行日内报价、高频调仓等，对算法交易和实时风控的能力提出了更高的要求。

在绿色发展层面，跨经营区电力交易也将为能源绿色转型下的高比例新能源并网提供市场化的解决方案。随着新能源装机的快速增长，单一电网的调节能力渐显不足。北京电力交易中心总经理谢开提到，截至今年5月，我国新能源装机容量达16.5亿千瓦。中午光伏大发时电力消纳困难，夜晚则面临供需紧张；天气变化更让新能源发电波动剧烈。我国幅员辽阔，不同地区的供需差异，蕴藏着巨大的互济潜力。

“多通道、大范围跨经营区绿电交易的达成，将有利于缓解我国可再生能源富集区与负荷中心逆向分布的矛盾，促进可再生能源大规模消纳，助力新型电力系统建设和新型能源体系建设。”姜楠说。

随着更多输电通道建设投运、市场规则的逐步完善统一、交易平台和数据的互联互通，全国“电力货架”上将出现更多极具性价比的电能，为电力用户提供广阔的选择空间。每度电的精准配置，都反映出市场活力的释放。