跨电网交易常态化，输电权交易试点落地在即（原创 陈仪方 南方能源观察2025年07月14日 ）

（卢）Georgelu

　　eo记者 陈仪方

编辑 黄燕华

审核 姜黎

2025年7月11日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》（发改体改〔2025〕915号），原则同意国家电网和南方电网共同上报的《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》（以下简称《方案》）。事实上2025年以来，两大电网公司已经陆续开展多次跨经营区电力交易。

自2015年新一轮电力体制改革启动以来，电力市场建设从省级起步，此后两大电网公司在各自经营范围内形成了较为完整的电力交易市场。国家发展改革委有关负责同志在答记者问时表示，用跨电网交易机制实现国网、南网间的“软联通”，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，是全国统一电力市场体系建设的重要一步和标志性成果。

覆盖中长期、现货、绿电交易

根据《方案》，国家电网、南方电网跨经营区交易由北京电力交易中心（以下简称“北交”）、广州电力交易中心（以下简称“广交”）、国家电力调度控制中心（以下简称“国调中心”）、南方电网电力调度控制中心（以下简称“南方总调”）联合组织开展，联合发布交易结果，联合开展交易结算。

《方案》针对不同交易类型，设计了交易组织、安全校核、交易执行、交易结算、绿证划转、信息披露等跨电网交易业务流程。中长期、现货、绿电交易等各类交易类型均可在电网间灵活开展。

表：跨经营区电力交易主要类型及交易形式

对于利用大型直流工程输电通道富余能力组织除配套电源外其他电源的中长期市场化交易，《方案》规定，送受端市场成员分别在所接入经营区的区域电力市场完成注册。交易方式可选择双边协商、挂牌及集中竞价交易，交易关口为大型直流工程产权分界点。交易周期包括年度、月度及月内，后续逐步缩短交易周期、提高交易频次。

跨经营区现货交易运营由国调中心和南方总调联合开展，按照一方主体存在需求时，前往另一方现货市场进行购电的方式组织交易，交易中考虑输电费用，交易关口为大型直流工程或联网工程产权分界点。

绿电交易方面，有绿电需求的电力用户（可通过售电公司代理），可自主选择参与跨经营区绿电交易。对于交易涉及到的绿证价格问题，《方案》规定，挂牌交易、双边交易中绿证价格由主体自行申报（可设置价格区间），集中竞争交易中，北交、广交按各自交易规则计算交易组织前北交、广交绿证单独交易量价，绿证价格取以上两个价格的加权均价，绿证价格取值提前在交易公告中公布。

利用跨电网通道实现互济

根据国家的相关规划，到2025年，我国应初步建成全国统一电力市场。我国的电网公司主要有3个，分别是国家电网、南方电网两大中央企业和内蒙古自治区直属的内蒙古电力（集团）有限责任公司（业内称为“蒙西电网”）。电力市场交易也在此基础上形成了省级行政区域内部的电力交易和两大电网公司各自经营范围内的跨省（区）电力交易格局。

2025年6月28日，南方区域电力市场启动连续结算试运行，步入常态化运行新阶段，建成了国内首个多省区、全主体参与、统一出清的现货市场。国家电网在经营范围内形成了省级和省间“统一市场、两级运作”的电力市场框架，其中蒙西电网也包含在省间现货市场内。2024年10月，省间电力现货市场从试运行转为正式运行。

在常态化市场交易机制形成前，电网公司间的电力互济主要以政府间协议、应急调度为主，通常“一线一议”或是“一事一议”。常态化的跨经营区电力输送主要有三峡送广东、闽粤互送、新疆送广东等。其中，三峡通过江城直流将电力输送给广东，为“点对网”模式，江城直流由国家电网公司运营。闽粤联网交易为“网对网”模式，输电通道为云霄直流，由国网福建电力公司与南方电网广东电网公司合资组建的闽粤联网公司运营。新疆送广东则是通过国网范围内多条输电线路的多次转送来实现。

目前两网之间的江城直流、闽粤直流主要完成优先发电计划。藏东南至粤港澳大湾区±800千伏特高压直流输电工程已于2025年6月获国家发展改革委核准。另有若干跨经营区输电通道仍在规划之中。

业内专家认为，随着能源结构的调整，单靠某一省、一地完成电力保供、新能源消纳等多重任务，难度越来越大。而跨电网经营区输电通道仍存在较大的剩余利用空间，电网之间存在互济潜力。

例如，迎峰度夏期间的电网互济就是跨经营区电力交易的重要场景。近期，北交、广交联合组织了南方送华东7-9月电力互济交易，该交易于7月1日正式启动，依托闽粤联网工程及相关联络通道，将广东、广西、云南三地超过20亿千瓦时的电能输送至上海、浙江、安徽、福建。而在5-6月期间，华东区域也曾通过闽粤联网工程向南方区域满负荷送电。

跨经营区绿电交易也已从2025年初陆续开展，有绿电需求的用户选择将更加广泛。3月，全国首笔跨经营区绿色电力交易达成，广西向上海输送5270万千瓦时绿电，6月实现华北、东北、西北及蒙西地区3095万千瓦时绿电送入广东。

首提“输电权”交易试点

跨电网经营区交易涉及两网电力交易机构、电力调度机构、发电企业、电力用户等众多主体，协调难度大，为此，《方案》对交易相关的诸多服务做出了安排。其中，特别强调的一点是“一地注册、全国共享”，市场主体无需重复注册。建立跨电网常态化交易机制后，北交、广交将通过交易平台间的信息交互实现供需匹配，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。

在结算上，跨经营区交易按照调度实际执行结果（调度计划执行曲线）和物理（关口）计量电量，由北京电力交易中心、广州电力交易中心联合开展跨经营区交易日清分、月结算。两网共享跨经营区通道相关计量数据以及大型直流工程配套电源的相关上网侧计量数据，并通过平台交互。

《方案》提出了近期工作目标：2025年常规电量市场化交易将实现年度、月度按期开市，并缩短交易周期，度夏、度冬期间试点基于闽粤直流周内按需交易，力争年底前开展闽粤直流输电权交易试点；推动南方绿电送长三角、西北绿电送南方、蒙西绿电送南方等交易，探索达成多年期绿电交易签约，推动在全国范围满足电力用户绿电消费需求；现货交易从日前起步，按日开市，实现两网余缺互济。

远期目标则是到2030-2035年，推动两网统一市场规则、交易品种和交易时序，最终实现经营区内和跨电网经营区交易融合开市。

值得一提的是，《方案》首次提出了输电权交易试点，“力争年底前开展闽粤直流输电权交易试点”“后续研究适应全国统一电力市场的输电权交易机制”。

闽粤联网工程目前实行单一容量电价制。由于跨经营电力交易涉及福建、广东以外其他省份对此通道的使用，通道的使用权以及使用价格需要在交易规则中明确。《方案》提出在保障闽粤优先的基础上，秉持“公平开放”原则，充分利用闽粤直流通道富余能力开展跨经营区交易，规定非闽粤两省之间的交易，使用闽粤联网输电价暂按每小时2.56分/千瓦收取。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。

与传统的政府核定输电价格的方式不同，输电权交易以市场化方式实现对输电通道资源的配置，有助于缓解跨区域电力交易中的电网阻塞，在欧美成熟电力市场中已有较多应用。

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