绿色能源背景下我国跨省区电力交易制度研究

引言

近年来，我国电力系统限电机制影响范围逐渐扩大，这既与内外部环境变化密切相关，也意味着将短暂承受转型变革期的阵痛。可再生能源作为绿色能源，以清洁、高效为主要特征，具有传统化石能源无可比拟的优越性，我国正逐步建立健全可再生能源绿色电力证书制度（即绿电、绿证）。因此，对绿色能源背景下，我国跨省区电力交易制度的研究很有必要。

1 我国跨省区电力交易现状分析

随着用电规模的快速增长和能源开发技术的逐渐成熟，我国逐渐形成多个水电、煤电、风电和光伏基地，当前国家正加快推进风光水／火（储）一体化基地和海上风电基地建设等。由于我国能源资源与电力需求逆向分布，跨省区电力交易整体呈现出“西电东送”和“北电南送”的格局，跨省区交易电量逐年增加，2023 年跨区、跨省交易电量规模分别达 8497 亿和 1.85 万亿kWh，较 2018 年分别增长 77％和 43% 。按照送电主体不同，我国跨省区交易分为点对网、点对多网和网对网送电。其中：点对网送电为单一落点，以火电为主；点对多网送电为多落点，以大水电为主；网对网送电，一般以协议形式明确电量、电价及电力或分电比例。按照组织方式不同，分为国家指令性计划、地方政府间协议和以市场化为主的交易。其中：国家指令性计划执行国家核定上网电价、输电价及损耗；地方政府间协议主要为区域内跨省电力交易，通常由相关地方政府认可或在较长时期内持续执行的送受电协议；以市场化为主的跨省区交易主要以市场方式或企业行为确定电量、电力、电价等要素。

2 跨省区电力交易制度的规范定位

在 2015 年新一轮电力体制改革启动后，我国加快了跨省区电力交易发展步伐，目前，已有 2 个国家级电力交易中心和 33 个省级电力交易中心。在市场机制的引导和激励下，我国跨省跨区交易规模和互济能力不断提高，电力系统灵活调节能力和安全裕度有效加强，形成了多能协同、互利共赢的良好态势。早在 2012 年，国家电力监管委员会就发布了《跨省跨区电能交易基本规则（试行）》。但由于国家行政机构改革，国家电力监管委员会并入国家能源局，不再单独设立，该试行规则并未正式施行。自北京电力交易中心和广州电力交易中心两大国家级电力交易中心正式运行以来，分别出台了《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则》和《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则》。2020 年，国务院发展改革委、国家能源局正式修订《电力中长期交易基本规则（暂行）》，修订后的《电力中长期交易基本规则》（以下简称《基本规则》）自 2020 年起施行。自此，我国跨省区电力中长期交易制度基础正式形成。

3 存在的主要问题

3.1 市场分割现象严重

省间壁垒仍然存在，地方政府通过行政手段干预市场的行为时有发生。交易规则不统一，跨省区交易与省内市场衔接不畅，影响资源配置效率。

3.2 价格机制不健全

现行电价形成机制难以充分反映清洁能源的环境价值。跨省区输电价格核定方法复杂，费用分摊机制不合理，增加了交易成本。

3.3 清洁能源消纳受限

可再生能源发电的波动性与跨省区交易刚性需求之间存在矛盾。辅助服务市场建设滞后，难以有效支撑大规模清洁能源跨省消纳。

3.4 监管体系待完善

跨区域监管协调机制不健全，对市场操纵、地方保护等行为的监管力度不足。信息披露制度不完善，影响市场透明度。

4 制度优化的路径选择

4.1 构建绿色价值导向的价格机制完善包含环境成本的跨省区电价形成机制，在中长期合约中引入碳价值系数，将绿电的减排效益量化为价格加成因子。改革输配电价结构，对跨区绿电交易实行阶梯式输电费政策，当通道利用率超过 70% 时减免部分费用，激励新能源外送。建立跨省区辅助服务联合市场，将调峰、调频成本纳入输配电价疏导，通过市场化方式补偿灵活性资源提供者，提升系统对新能源的接纳能力。

4.2 推进省际规则协同与市场融合

建立全国统一的交易规则体系，由国家能源局牵头制定跨省交易标准合同文本，统一交易门槛、结算周期与信用评价标准。推行“负面清单 + 承诺制”管理模式，取消非必要的跨省交易审批，对地方保护主义行为建立问责机制。完善可再生能源消纳责任权重的跨省置换机制，允许负荷中心地区通过购买绿电抵扣本地消纳配额，形成“资源地开发、负荷地消纳、全国共担”的责任体系。

4.3 创新适应新能源特性的调度模式

构建“日前预测- 日内调整- 实时平衡”的三段式交易调度机制，应用人工智能技术提升新能源出力预测精度，将小时级曲线匹配升级为15 分钟级，减少供需错配。建立跨省区现货交易联动机制，在华北、西北等新能源高渗透率地区开展跨区现货试点，通过实时价格信号引导电源与负荷的动态平衡。优化安全校核算法，将新能源爬坡率、预测误差等参数纳入约束条件，提高通道利用率的同时保障系统安全。

4.4 健全配套支撑体系

打通绿证与全国碳市场的衔接通道，实现跨区绿电交易的环境权益与碳配额的等效转换，建立“电 - 证 - 碳”联动的价值实现机制。升级电力交易区块链平台，实现各省计量数据的实时上链与不可篡改，为“三者取小”结算原则提供技术支撑。构建跨省区交易的风险防控体系，建立市场力监测指标，对发电企业的跨省控价行为实施精准监管，维护市场竞争秩序。

4.5 跨省区备用市场（补偿）机制

根据跨省区共享备用服务实现方式的不同，提出两种可选方案。方案一：送受两端备用服务协商共享机制。送受两端调度机构通过双边协商的形式实现备用共享。协商达成后，送端调度机构按照本区域的备用管理机制实现共享备用的预留和备用责任的分摊。送端调度机构向受端调度机构负责，送端电站向送端调度机构负责。方案二：跨省区辅助服务交易机制。建立跨省区辅助服务交易平台实现备用共享，平台上的买方为备用紧缺地区的调度机构，卖方为备用富裕地区的备用服务提供商。各地区需要事先确定本区的备用需求及最小自备备用需求，在满足本区最小自备备用需求的基础上，将剩余备用提交至跨省区备用服务交易平台，通过集中统一出清实现备用的共享。两种方案均未改变当前的调度模式，但改变了当前备用的获取方式（本区备用既可从本区内获取，也可从外区获取），一定程度上提高了各级调度机构间协调的复杂性。方案二与方案一相比，市场化程度更高，市场透明性更高。

结语

综上所述，现行制度通过机制创新已初步实现电力资源的跨省流动，但在价格形成、规则协同、调度适配等方面仍存在结构性矛盾。未来改革需以绿色价值传导为核心，通过价格机制创新、市场融合推进、技术赋能调度、制度协同保障等路径，构建“全国一盘棋”的电力资源配置格局。这不仅是破解我国能源逆向分布矛盾的关键举措，更是推动能源结构转型、实现高质量发展的制度保障。

参考文献

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