打破区域限制！电力“大循环”更进一步
发布日期：2025/7/16
当前，一场大范围、高强度的高温热浪正在影响我国，多地热到破纪录。7月15日，高温最强时段开启，20余省区市将遭受高温“烤验”，影响范围约占国土面积三分之一，部分地区最高气温将超40℃，体感温度或超45℃。
在这迎峰度夏电力供保的关键时刻，全国统一电力市场建设向前迈了一大步，国家电网、南方电网两大电网历史性手牵手，今后可以开展常态化交易、在不同经营区自由买电售电了。
7月11日，国家发展改革委、国家能源局公开发布《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》。
文件显示，原则同意国家电网有限公司(下称国家电网)、中国南方电网有限责任公司(下称南方电网)报送的《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》（下称《方案》）。
国家发改委称，实现跨电网经营区常态化交易，是建设全国统一电力市场的标志性举措，对打破市场分割和地区封锁、在全国范围内优化电力资源配置具有重要意义。
在批复函中，国家发改委要求，国家电网、南方电网需在今年迎峰度夏期间，依托该机制优化电力资源配置，支撑电力保供，同时年底前统一市场规则、交易品种和交易时序，实现常态化开市。此外，推动电力市场成员“一地注册、全国共享”，完善应急调度价格机制、结算管理及风险防范措施等。
未来，跨电网经营区开展常态化电力交易，将由北京电力交易中心、广州电力交易中心、国家电力调度中心、南网总调联合组织开展。这意味着我国首次在在制度层面打通国家电网与南方电网之间的协同壁垒，扩大了电力资源优化配置的范围，两大电网今后可以开展常态化交易、在不同经营区自由买电售电了。
图说：《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》获批来源：国家发改委
01两网连通构建电力市场“大循环”
作为观察经济运行的重要窗口，电力市场的改革一直备受关注。我国电力体制历经三阶段改革：从发输配售一体化，到 “厂网分开” 引入发电侧竞争，再到 “管住中间、放开两头” 推进售电侧开放。
过去十年，我国电力体制改革取得突破性进展，市场化交易电量占比已超六成，形成“管住中间、放开两头”的行业格局。然而，国家电网、南方电网两大经营区长期互不联通，南方电网主要负责广东、广西、云南、贵州、海南五省区的电网运营；国家电网覆盖了26个省（自治区、直辖市），资源流动基本被限制在各自“领地”。
国家电网与南方电网各自承担不同片区输配电业务，独立运营的模式致使两者间产生了一系列障碍，阻碍了电力资源在全国范围内的优化配置，无法实现资源的高效利用。跨区电力互济只能依赖政府间协议或应急调度，“一线一议”“一事一议”的临时模式频次低、规模小、成本高，成为建设全国统一电力市场的“最后一公里”堵点。
北京电力交易中心总经理谢开介绍道：“尽管国家电网与南方电网已通过闽粤联网等工程实现物理相连，却因市场模式、交易规则、技术标准不同，形成了实质上的‘市场分割’。这就导致跨电网经营区输电通道利用率不足。”
他同时表示，长期以来，两大电网间“硬联通”的通道虽在，却缺乏“软联通”的常态化交易机制。福建与广东间的输电通道设计能力200万千瓦，但很多时候没有充分发挥通道的输送能力。
图说：闽粤联网工程云霄换流站来源：新华社
建设全国统一电力市场的核心目标，在于突破地域界限，实现电力资源在全国范围内的畅通流动与高效优化配置。因此，推动两大电网市场机制协同运行，构建全国电力资源配置“大循环”格局，是实质建成全国统一电力市场的必由之路。
如今，《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。这次改革的一大特点就是“一地注册、全国共享”，通俗说，就是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。
目前，在国家电网经营区，有发电企业3万多家，加上南方电网经营区的发电企业，全国约有4万家。相关机制建立后，这4万家发电企业都可在全国范围内卖电。从用户来看，国网范围有70多万家，南网有20多万家，改革后者90多万家企业都可以在全国范围买电。
例如广州的一个企业，它属于南方电网经营区，在广州交易中心注册了一个买电主体。改革前它只能在南方电网五省的范围内买电，改革后它也可以去国网范围内的任何一个电厂去买电，这就让电力资源充分地流动起来了，同时还可以大幅降低企业交易成本，提高市场参与透明度。
02新能源消纳更方便，绿电消费迎利好
随着我国新能源装机的快速增长，高比例新能源接入增加了系统的随机性、波动性，单一电网的调节能力渐显不足。截至今年5月，我国新能源总装机达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。
同时，新能源发电主要集中在三北地区，而粤港澳大湾区、长三角地区则是电力需求大户。幅员辽阔带来了我国绿电供给与需求的错配，不过这一特点也恰恰提供了破解难题的钥匙——不同地区的供需差异，蕴藏着巨大的互济潜力。
东西部的时差就是例证。我国西部新疆等地一般与东部地区存在2小时时差，当夏季国家电网区域新疆光伏电站在北京时间18-21点仍然大发、消纳困难时，南方电网区域广东正迎来晚高峰，消纳能力强劲。保供层面同样如此：广东度夏高峰始于5月，而国家电网区域的高峰在7、8月，错峰互济空间广阔。
图说：国网新疆电力推进“沙戈荒”风光大基地建设来源：国家电网
绿色电力是跨经营区电力交易的重要组成部分，《方案》明确单个可再生能源发电项目可作为交易基本单元，参与跨区交易。《方案》特别规定绿电交易可采用电量+绿证捆绑模式，绿证价格在集中竞价交易中取北京、广州电力交易中心绿证价格的加权平均值，既保证了绿电的环境价值得到合理体现，又避免了两网之间的价格冲突。
同时，关于绿色电力证书的申领、核发和划转，《方案》也做出明确规定，申领工作在注册地的交易机构完成。在核发和划转上，可以在国家级平台上完成。此举不仅能够从源头上保障绿电交易的“纯绿”属性，还能够实现“一地核发、全网互认”，有助于推动绿电的大范围流通。
今后，“绿水青山”在两网中自由流动将成为常态，东部负荷中心的企业能够更便捷、更市场化地购买西部、北部风电光伏所产生的绿电，西部地区也能进一步将资源优势转化为经济优势，需求和供给通过跨电网常态化电力交易匹配将会大大促进新能源的消纳。
事实上，目前国网区的新能源装机渗透率已经接近50%，很多省份的光伏发电已经电满为患，而南网区的新能源装机渗透率目前还不是很高，打通国网区、南网区原有的无形壁垒，跨区电力互济，必将有效提升新能源利用率，化解弃电窝电问题。
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，三北绿电送入粤港澳大湾区，实现了全国首次多通道、大范围跨经营区绿电交易。
图说：绿色电力交易是《方案》的一大亮点来源：新华社
03跨电网交易电价将随行就市，电费会降吗？
针对交易成本，《方案》也做出了明确，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。这一规定将显著降低市场主体跨电网交易成本，提高资源配置效率，使哪里的电便宜就去哪里买真正成为可能。
需要指出的是，《方案》提出，非福建、广东两省之间的交易，使用闽粤联网输电价暂按每小时2.56分/千瓦收取，网损折价暂按上一年综合线损率计算。输电费由合资公司收取后，各按50%冲减福建、广东两省容量电费。
北京电力交易中心市场部主任张显对此解释道：“这个价格是综合考虑输电通道成本和规划设计输送电量计算出来的。未来，我们还会在闽粤直流上探索我国首个省间输电权交易试点。”
对于跨区电力交易全面放开后，电费是否会降？有业内人士分析指出，部分区域电价可能下降，部分区域电价更趋稳定，全国电价体系将更贴合 “成本 + 供需” 的市场逻辑。《方案》对电价的影响并非简单的 “普降”，而是结构性调整与整体合理化。
具体来看，跨区交易将通过市场化手段推动 “低成本电力流向高需求区域”，对受电端（高电价区域）形成降价效应，而对送电端（低成本区域），外送需求增加会推动本地电价向 “合理成本” 回归。不过，输电成本（特高压约 0.08-0.1 元 / 度）会部分抵消低价优势，使得受电端的降价幅度取决于 “外电成本 + 输电成本” 与 “本地电源成本” 的差额。
图说：全国统一电力市场建设按下加速键来源：央视新闻
广州电力交易中心发展研究部主任陈晓东认为，今后电网公司需要进一步加强关注所辖区内及外部电力供需形势，在经营区内不具备电能量或绿电供应能力的情况下，可考虑向经营区省区协商开展跨区购电。同时，对于经营区内具有风光水等消纳需求的情况，也可考虑向经营区送电，促进资源进一步在全国范围内优化配置。
跨电网经营区交易机制出台，就像是建立了一个覆盖全国的“网上电力商城”。未来，随着全周期常态化开市和更多跨电网通道建设，输电通道利用率将大幅提升，新能源消纳能力持续增强，保供互济更加灵活。
来源：环球零碳 作者：Penn
