7月11日，国家发展改革委、国家能源局正式批复《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》（以下简称《方案》），引发市场较大关注。
长期以来，国家电网和南方电网两大经营区相对独立运营，形成了事实上的市场分割，限制了电力资源在全国范围内的流动。根据国家发展改革委的规划，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成。《方案》的出台，将资源配置范围从国家电网、南方电网等单一经营区扩展到覆盖全国主要区域的更大范围，扩大了经营主体在电力市场中的交易规模。
跨经营区常态化交易机制具体是什么？哪些电源类型能参加交易？分布式能源发电企业能否参与交易？此举又是否会影响电价？
围绕这一系列问题，《每日经济新闻》记者（以下简称每经记者）采访了多位专家、电网企业及电力交易中心相关负责人，请他们对此进行了深入解读。
工作人员正在建设输电线路图片来源：新华社
绿电资源可在全国范围开展交易和可靠溯源
中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放接受《每日经济新闻》记者书面采访时表示，跨电网经营区常态化交易机制的建立，意味着在国家电网、南方电网分别组织电力交易的基础上，建立了一个覆盖全国范围的“网上电力商城”。两个电网的经营主体能够基于一套统一的制度和规则实现跨经营区交易，实现了电力资源在全国统一大市场上的自由流动。
她用了一个形象的比喻来形容这一变化——电力在国家电网和南方电网之间的交易，就像开通了高速公路一样，在统一的交易规则下“电通天下”，各地能源电力优势互补、余缺互济。
每经记者注意到，《方案》多处提到“绿电交易”。
值得注意的是，我国光伏、风电主要分布在西北、华北和东北等“三北”地区，但这些区域对绿电消费的需求相对较小，绿电消纳能力不足，而经济发达和人口密集的东部却是电力需求重点地区，且集中了大量外贸企业，随着欧盟等国对产品的绿色认证要求日趋严格，东部地区对绿电刚性需求强烈，这也加剧了我国绿色电力供需的错配。
针对这一难题，跨经营区绿电交易正是一个关键的破解之道。
北京电力交易中心市场部主任张显接受每经记者微信采访时表示，《方案》出台后，绿电资源可在全国范围内开展交易和可靠溯源。西北的风光电力可以常态化输送至大湾区，云南的水电可以输送至长三角，有力提升全国电力互济互保能力，以更优配置、更高水平、更大范围的电力供应支撑国内大循环。
今后约4万家发电企业可在全国范围卖电
这一覆盖全国范围的“网上电力商城”具体是如何运转的呢？
张显告诉每经记者，跨电网经营区电力交易由国家电网、南方电网内负责跨区跨省电力交易的北京电力交易中心、广州电力交易中心、国家电力调度控制中心（简称“国调中心”）、南方电网电力调度控制中心（简称“南方总调”）联合组织。
“两网市场运营机构各自负责本经营区内相关工作，收集本经营区内交易需求，通过交易平台信息交互实现跨电网经营区购电与售电需求的精准对接。”张显说。
南方总调方式处主管张蔷接受每经记者微信采访时进一步解释，交易中心会将跨经营区中长期交易预成交结果发给国调中心和南方总调进行安全校核。调度根据电力系统运行的情况出具校核的意见，具有通道优先使用权的交易会优先保障，交易结果会对市场成员进行发布。国调中心、南方总调将会同相关调度保障交易结果执行。
近年来，我国分布式能源大规模发展，分布式能源发电企业能否参与跨经营区常态化交易？
张显表示，这次改革的一大特点是“一地注册，全国共享”。只要在一方经营区内是合格的市场主体，就能够参与跨电网交易。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。机制建立后，这4万家发电企业都可在全国范围内卖电。未来，电力交易中心也会逐步推动符合参与市场交易条件的分布式能源发电企业，参与跨电网经营区交易。
“购电侧相对较为复杂。跨电网经营区电能量交易中，初期由电网企业代理本省用户参与跨电网交易购电。跨电网经营区绿电交易中，各类电力用户可通过平台聚合方式参与跨电网经营区绿电交易。”张显说。
跨经营区中长期交易优先组织配套电源的增量交易
跨经营区交易就像“网购异地商品”，电网这一“物流通道”保证畅通十分重要。
广州电力交易中心发展研究部主任陈晓东接受每经记者微信采访时透露，当前南方电网与国家电网在跨经营区电力交易中能够使用的交易通道是“江城直流”以及“闽粤直流”两个通道。
两个通道当前已常态化开展“三峡送广东”“广东-福建互送”等交易，每年通过“江城直流”通道送电广东120亿千瓦时以上，通过“闽粤直流”互送电力40亿千瓦时以上，有力保障了南方区域用电。2025年3月份以来，有关方面还相继组织开展了“广西、云南送上海”“西北、华东、东北送广东”“南方送华东”等跨经营区电力交易。
如今正处于迎峰度夏期间，每经记者从南方电网获悉，自7月1日起至9月15日，超20亿千瓦时来自广东、广西、云南的电能，将通过闽粤联网工程及相关联络通道全天候输送至上海、浙江、安徽、福建，支持当地迎峰度夏电力供应保障。
由于当前交易通道有限，跨经营区交易常态化后，是否会出现“通道拥堵”？
张蔷表示，对于在规划层面明确配套电源的输电通道，跨经营区中长期交易优先组织配套电源的增量交易。对于其他电源利用输电通道送电的，交易方式可以选择双边协商、挂牌及集中竞价交易，以确保交易的公平性。
开通“高速公路”后如何收取“过路费”？
国家电网和南方电网两大经营区开通了“高速公路”之后，“过路费”应该收取多少？多出的费用谁来承担？
《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。
张显进一步解释，当前我国绝大多数跨区跨省输电通道采用单一电量电价制，即通道上的每度电都要按照输电价格缴纳输电费，以回收输电通道成本。但是，闽粤直流采用单一容量电价制，即不再按照输送电量收取输电费，而是直接将每个月需要回收的输电通道成本作为容量电费，由福建、广东两省用户各按50%承担。
“（跨经营区常态化交易）这种情况下，非福建、广东两省之间经过闽粤直流的交易就没有一个度电输电价格。但如果无偿使用通道，对福建、广东两省不公平。因此，《方案》规定了这类交易‘暂按每小时2.56分/千瓦收取’输电费，用于冲抵闽粤直流容量电费，即给予福建、广东两省用户补偿。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。”张显说。
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。
因此，电网公司需要加强多方面的工作。首先要加强日常负荷及电量管控，及时掌握省区总体供需能力。与此同时，要进一步强化电网建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统，提升统一调度能力，保障电网以及输配电设施的安全稳定运行。
此外，要加快为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务能力，特别是对参与电力市场的用户安装符合技术规范的计量装置。按照电力企业信息披露和报送等有关规定，进一步完善与电力交易机构的数据交互，支撑市场化交易和市场服务稳定开展。进一步强化电力市场专业管理，提升相关专业人员参与市场能力，帮助客户解决参与跨经营区电力交易等相关问题。
