数字储能网讯：2025年8月，新疆华电天山发电有限公司、新疆重能电力开发有限公司正式签订坤渝直流配套电源联营协议，标志着我国首条“沙戈荒”新能源基地外送特高压直流正式“进场”。
新疆之外，与华北电网仅通过4回500千伏线路联接的内蒙古西部电网（以下简称“蒙西电网”）外送能力仅为420万千瓦，加大电网规划、畅通外送渠道也是其多年的诉求。
当前，以“三北”地区“沙戈荒”为重点的大型风电光伏基地（以下简称“大基地”）是我国新能源发展的主阵地。据《国家电网报》报道，截至2024年底，第一批“沙戈荒”基地建成9199万千瓦、投产9079万千瓦。
这些电源所发的大部分电量将通过国家电网公司“22交17直”39项特高压工程和南方电网公司“8交11直”19项500千伏及以上输电工程（以下简称“大通道”）送出。公开信息显示，“十五五”期间，我国每年还有望开工“4直2交”特高压工程。
大基地和大通道共同构建起“十五五”及此后更长时间里全国统一电力市场的物理脉络。
新的“骨架”加速成长，支撑电力资源流动的机制也迫切需要创新。为煤电、水电外送时代设计的“计划电”模式逐渐难以适应波动的新型电力系统，“市场电”应运而生。然而，随着全国范围内的新能源快速发展和供需形势变化，跨省跨区电力交易开始面临“价格倒挂”挑战——送端省（自治区、直辖市，下同）的上网电价加上输电费等费用之后，经常高于受端省（自治区、直辖市，下同）的省内市场交易均价，导致交易协商困难、投资回收受阻。
引入联营交易机制，正是破解跨区跨省电力外送消纳的一种尝试。与之相关的省级、区域电力市场交易和输电线路价格机制应向何方前行？电力市场能否以“一己之力”撑起国家能源战略规划？在全国统一电力市场即将初步建成之际，市场建设者依然在寻找答案，追求更优解。
形成“中间态”
目前，大基地集中分布于我国“三北”地区。除了已基本建成投产的50个项目以外，规划总装机规模为4.55亿千瓦的第二批项目于2022年2月启动，计划于2030年建成。第三批大基地项目建设也在加快推进。
然而，可再生能源富足的地区，工业基础普遍相对薄弱。以西北为例，2024年，西北五省（区）全社会用电量约为1.1万亿千瓦时，仅占全国总用电量的约11%。这导致西北地区新能源大发时，本地无法充分消纳。长期以来，“西电东送”是支撑我国可再生能源发展的战略。随着南方大型水电资源开发进入瓶颈期，南北互济格局初现。
2025年2月26日，国内规模最大、总投资最大、新能源占比最高的大基地——青海省柴达木格尔木东沙漠基地电源项目开工。项目建成投运后，每年可通过全国首条跨省跨经营区特高压外送通道“青桂直流”向广西输送约365亿千瓦时清洁能源，相当于广西2024年全社会用电量的14%。
2025年6月13—30日，来自甘肃、青海、内蒙古等地及华北直调的风光新能源，通过坤渝直流、长南Ⅰ线、江城直流等输电通道被输送至广东，为广东省内数据中心、外贸企业等重点用户提供绿色电力保障。多位受访者认为，未来“西电东送+南北互济”的格局将更加显著。建立什么样的机制，才能充分发挥这些新电源、新通道的潜力？
早在新一轮电力体制改革启动初期，跨省区送受电模式就已开启市场化模式探路。2016年，云南与广东在全国首次采用“计划+市场”模式签订“十三五”送电框架协议，通过市场化机制扩大水电送电规模。目前我国已形成以省间中长期交易为“基本盘”，省间现货交易进行“余缺互济”，区域市场推动“区域协同”，跨经营区交易补足“关键拼图”的多层次格局。
在国家电网经营区采用的省间市场模式下，省间中长期交易决定基本合理的能量配置流向，年、月、周、周内等不同时间维度的交易在我国电力资源优化配置中起到稳定中长期供需预期、调剂季节性余缺、平抑新能源波动性等作用。省间现货交易则在省间中长期交易的基础上，作为促进平衡和消纳的补充措施发挥重要作用。
以南方区域电力市场为代表的区域电力市场则通过“联合出清、两级运作”实现全区域全模型优化。
2025年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，推动打破国家电网、南方电网间电力市场的分割，实现电力系统在全国范围内互济互保。跨经营区常态化电力交易覆盖中长期、现货、绿电交易等，通过市场化方式驱动电力资源流动。
在此之前的2025年3月，国家电网、南方电网就依托闽粤联网工程完成了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。2025年迎峰度夏期间，超20亿千瓦时电能从广东、广西、云南通过闽粤联网工程及相关通道，全天候输送至上海、浙江、安徽、福建。
一位资深电力从业者介绍，跨经营区交易是省间交易逐步发展到成熟阶段的标志，意味着省间交易的范围更广、资源辐射半径更大、参与主体更多、输电容量利用更充分，并且初步解决了不同电网经营区之间的地域性、制度性、技术性壁垒。
也有多位受访者表示，虽然目前跨经营区电力交易规模尚小，依赖闽粤联网等物理通道输电能力有限，但是随着大基地、大通道的加速建设，藏粤直流、青海送广西、青海送广东等输电线路陆续推进，跨经营区输电能力将大幅增强。
但具体每一度电如何送出和消纳，仍然面临诸多挑战。
受端省：不想要“一口价”
多位受访者表示，我国跨省跨区电力交易最突出的问题是“价格倒挂”。
目前我国跨省跨区中长期交易价格多以政府间合作框架协议明确，常以受端省燃煤发电基准价或市场化交易均价扣减直流中间环节输电价格倒推协商确定。2024年以来，我国电力供需形势整体趋于宽松，传统受端地区东部沿海省份光伏、风电发展迅速，随着省内现货市场陆续转入连续结算运行，省内现货市场的价格信号向中长期市场传导，以及电煤价格下降、煤电容量电价政策实施等因素，带动受端省省内电能量市场价格下行，部分省份已经出现市场化交易价格低于该省燃煤发电基准价的情况，较2022年下降明显，这导致省间中长期交易价格协商日益困难。
曾有业内专家举例说，这就好比在省内0.4元/千瓦时的电价都接受不了的情况下，硬要接受落地电价0.45元/千瓦时的外来电。
一位受端省发电企业从业者告诉本刊记者，在已经提前签订好价格、省间中长期交易物理执行的情况下，受端省“一边弃着省内的低价电，一边买着省外的高价电”的现象时有发生，特别是在午间分布式光伏大发的时候。
在最近两年的电力市场论坛上，多位与会嘉宾反复强调，新能源的同时性，是跨省跨区电力交易面临的最大困难。
还有多位受访者表示，目前我国省间中长期交易大多采用“一口价”形式，只约定分时电量，不约定分时电价。也就是说，在午间光伏消纳困难和晚高峰保供困难时，省间中长期交易是“一个价”，无论何时送电，价格基本不变。而不少省内现货市场已经转入连续运行的受端省已经实现每15分钟出清价格，能够比较精准地体现省内电力的时空价值。
与此同时，省间中长期交易仍以“网对网”或“点对网”模式为主，交易主体往往是两省的电网企业，或是送端省大型发电集团与受端省电网企业。
有观点认为，其本质是电网企业代理本省用户去外省批量采购电量，在这种模式下，无论买了什么电，都将被平均地传导给用户，用户很难感知不同电力的特性，也难以对不同时段电力的真实成本做出反应，这导致价格激励作用有限。
对于外来电，受端省的首要诉求是保供，其次是提高清洁电的比例。省外电是重要的电力补充，在用电高峰期间，虽愿意接受一定程度的溢价，但仍期望以尽可能低的价格购入外来电。因此，受端省普遍不希望被长协锁定价格，更希望参照本省省内现货市场的价格信号，灵活、按需采购性价比高的外来电。
然而，也有资深电力从业者对本刊记者说：“不少受端省总觉得自己的价格很低，不想要外来的‘优先电’。可问题是，没有外来的‘优先电’，受端省电价会涨到多高呢？”当省外来电成为保障本地负荷高峰的重要来源时，在合理价格上下限约束下的“优先电”反而会成为本省特别是现货市场正式运行省份电价的“压舱石”。“从另一个角度看，”他说，“省间已经规划、纳入购电省区平衡的中长期电力流向，恰恰是降低受电省区电价、催生现货低价的重要基础，而不是抬高受电省区购电价格的原因。”
送端省：成本回收难
对于送端省份来说，以部分大基地项目为例，量价“谈不拢”、成本回收难是最大的挑战。
大基地审批和建设周期相对较短，而大通道特别是特高压等跨省跨区输电通道的规划、核准、建设周期相对漫长，通常需要3—5年甚至更长时间，这种时间差导致大基地建成后，电力可能无法及时外送。
建设周期不匹配也意味着当送输电能力最终形成时，送受两端供需格局较当初规划时可能已发生较大变化。例如，规划时受端省可能供需偏紧，但是大通道建成时受端省可能由于本地新能源发展等原因，供需变得宽松，不再需要或不愿高价接受外来电。
此外，随着新能源产业的大规模发展，大基地项目机组的综合造价也在变化，越早投产的项目成本可能越高，消纳不确定性越高；而越晚投产的项目，成本越低，消纳不确定性也更低。
有长期从事电力交易工作的受访者透露，以西北某省为例，作为我国重要的新能源基地，规划通过特高压通道向中部某省送电。但中部某省认为外来电价格、时段不理想，本身新能源消纳和电网安全约束等，拒绝或大幅减少接收西北某省送出的新能源电量。
前述发电企业从业者坦言，已有不少大基地项目被评估为“投产即亏损”。“现在的供需形势相较于大基地、大通道最早规划时，已由‘卖方市场’转向‘买方市场’。”受端省可在物理通道条件允许下，相对自主地选择购电来源，而一些新建直流通道与现有通道同质化严重，叠加部分大基地等直流通道配套电源未落实受端省消纳责任，导致配套电源闲置，挤占送端省和区域消纳空间，送端省新能源为维持利用率和收入被迫卷入低价竞争。
有受访者分析，跨省跨区电源、电网和省内市场缺乏有效的协同机制，特别是在规划大通道时，对受端省未来负荷增长、新能源发展及电网调峰能力的预测可能不够准确，而在规划大基地时，对送端省“抢装”积极性的预期也不够。
新能源固有的反调峰特性也给跨省跨区电力交易增添了困难。
新能源出力难以被准确预测，在省间中长期交易刚性执行的要求下，实际出力容易偏离交易计划，导致一些新能源场站因面临高额的偏差考核费用而选择“惜售”。
为了平衡新能源的出力特性，在大基地配套电源中，火电通常扮演着“稳定器”的关键角色，然而其启停损耗、低出力运行、灵活性改造等成本，以及关键时刻保障供应的稀缺价值在跨省跨区中长期交易“一口价”下难以得到及时“回应”。因此，配套火电可能缺乏提供调节服务的积极性，甚至长期亏损，进而影响整个外送通道的安全稳定。
针对上述情况，有送端省已经在推行市场化解决方案。2025年5月，国家能源局西北监管局印发《西北区域“沙戈荒”大基地配套电源短期平衡市场运营规则（试行）》，旨在构建类似于专门面向各个外送大基地的调峰市场，意在激励大基地等直流配套经营主体积极互济，保障跨区外送直流稳定运行，提高配套新能源利用水平。
前文提到的坤渝直流“打包”高可靠性电源与波动性新能源，形成联营体参与中长期交易的做法，也是为了提高交易的履约可靠性和系统稳定性。协议签订后，大基地的新能源与配套调节电源将作为联营体参与电力中长期交易，整体承担履约责任。
输电权交易大讨论
在送受电各方的交互中，输电通道的价格机制也是跨省区交易能否顺利达成的关键变量。
当前，我国跨省跨区输电价格主要采用“准许成本加合理收益”的单一电量电价制，事前核定并定期开展成本监审。有受访者认为，在电力物理流向日趋复杂、通道投资各不相同的情况下，这种机制实际上难以反映实际输电服务成本。当电力需经过多个不同价格的输电线路时，费用会像“A+B+C”一样层层累加，最终导致输电费用高昂。
单一电量制输电价格依赖实际输电量回收成本，新能源主导的输电通道年输电量波动大，经常低于核价预期，导致通道收入不稳定，投资回报存在不确定性。多位受访者认为，单一电量制无法反映输电通道的容量价值和分时供需特性，与中长期分时交易及现货市场机制不兼容，将制约跨省区交易的灵活性和效率。
不少受访者提出，下一步输电价格机制设计时，可通过容量电价回收诸如换流站建设之类的固定成本，电量电价回收诸如运维费之类的变动成本，以保障电网长期投资积极性。
容量电费的分担是推动容量电价落地的难点之一。初期若由受端全部承担，将遇到较大阻力，且送端的责任无法体现。若在送受端省间分摊，分摊比例的确定需考虑负荷需求、受益程度、电网可靠性等因素，操作复杂。此外，精准测算固定成本与变动成本比例，对数据基础和监管能力的要求较高。至于单一容量制，则不利于激励电网提高投资利用效率，可能造成投资冗余，进而推高电价。
中国华电集团市场营销部副主任兰国芹建议，下一步可以研究对同一输电方向下的多条跨省跨区专项工程整体核价，逐步探索两部制输电价格机制，并选取特定地区先行试点；远期可探讨同一区域市场内部采用“邮票法”统一输配电价的可行性，即整个区域市场输配电价收费方式与现行省级输配电价类似，实现市场出清模型的简化及区域市场内输电权的隐性分配。
也有观点认为，对同一输电方向下的多条跨省跨区专项工程整体核价容易忽略实际输电路径的成本差异，可能扭曲投资信号。与统一费率、简化计算的“邮票法”相对应的方法是，根据输电需求和交易量动态调整输电价，例如，在输送意愿强、交易量大时降低电价，反之则提高电价，以此促进交易。
《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》提出“研究适应全国统一电力市场的输电权交易机制，提升输电通道利用效率”，输电权交易也日益受到业内关注。
输电权交易是电力市场中的一种金融或物理合约机制，其核心是通过市场化交易赋予参与者使用特定输电通道的权利或获得相关经济补偿的权利。
前述资深电力从业者提出，输电权交易应作为履行国家能源战略的附加商务契约，用于在跨经营区交易试点中公平分摊不确定性带来的经济损失，但应强调其服务国家战略工程的定位；若用户侧愿意接受电价地理差异，省内也可考虑探索输电权交易。
前述发电侧受访者表示，输电权交易在大基地外送场景中较为适用，有望成为可行的突破点，允许用户自主选择低价通道，如在西北送山东多条线路中引入竞价机制，但需解决电网调度优化与市场利益的冲突，比如，用户自主选择低价通道可能影响电网公司的收入稳定性，引发利益分配失衡。
兰国芹建议，先期可探索物理输电权交易机制，提升跨省跨区通道的利用效率；条件成熟的省级、区域市场可探索金融输电权交易机制，对冲阻塞风险。
有用户侧受访者支持逐步尝试输电权交易，但需以成熟的电力现货市场和节点电价机制为前提，否则难以大规模开展。跨省“点对点”通道的物理输电权拍卖，如拍卖专用线路使用权，更直观易行，可优先于金融输电权探索。“输电权交易应服务于资源优化配置而非计划分配，让更多市场主体参与到跨省跨区交易当中。”
前述长期从事电力交易工作的受访者表示，各省电价差异大，输电权交易可能引发不公平竞争，需添加诸多限制条件。他主张优先做好中长期和现货市场等基础市场建设，输电权交易等复杂机制可研究试点，但不宜过快推广。
另一位用户侧受访者也反对输电权交易，特别是金融性质的输电权交易。“输电通道是公共基础设施，不应被企业独占或通过拍卖分配，否则容易引入金融投机。”
升级在即
2025年，全国统一电力市场建设加速推进。多位受访者认为，《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》的发布及电力市场“1+6”基础规则体系的构建，将促使各地在统一逻辑下制定市场规则，开展市场设计，有助于进一步推动跨省跨区电力交易发展。
合理的价格机制是跨省跨区电力交易的核心。多位受访者认为，当下最重要的是，大基地外送尽快告别“一口价”，采用分时价格机制以体现受端现货市场的价格变化；稳步扩大市场化交易空间，在条件允许的情况下，逐步放开部分区域“点对点”交易规模，允许送受双方根据实际供需协商电量、曲线和价格，减少物理执行偏差。
前述资深电力从业者表示，需要认识到，省间市场与省内市场之间的价格差异将长期存在，原因是交易的供需边界不同、时刻不同、参与主体的量价诉求不同，更主要的是省内省间没有融合而是分场交易。以上因素必然导致价格不同。“但这并不是两级市场的缺点，而是目前我国省情差异化，以及无法集中多省区优化造成的。”
采用“区域现货统一出清”一级市场模式的南方区域电力市场于2025年6月28日开始连续结算试运行，验证了省间“破壁”的可行性。
兰国芹说，“狭义”的区域市场，主要定位是将一个区域内多个省级电力市场进行联合优化，类似南方区域电力市场的目标形态，是省级电力市场的“扩大版”。而像长三角区域电力市场这样的，仍然以“余缺互济”为主，本质上是区域内的省间电力市场。
她建议，具备条件的地区优先探索建立联合优化的区域电力市场，在区域市场内统一建立“中长期+现货+辅助服务+容量+绿证”的完整架构；不具备条件的地区可先通过省间市场实现区域内电力“余缺互济”。
前述资深电力从业者表示，南方区域电力市场是有益探索，可以试验在我国这样大体量、广地域的国家内部，集中优化的资源市场可达到什么效果。
也有观点认为，南方区域因资源差异较大，存在互补性，一体化推进相对顺利，而其他区域可能容易因“同质竞争”陷入零和博弈。
兰国芹认为，跨电网经营区交易有利于更好促进电力资源在全国范围内优化配置，建议逐步扩大交易规模、缩短交易周期，实现常态化开市。
“目前的问题是，尚未建立全国性电力供需信息披露渠道，不利于供需意向通畅传递，在一定程度上制约了跨省区、跨经营区电力交易及时性。”前述资深电力从业者建议，建立集中发布各地电力供需的渠道，并披露跨省区资源配置空间，如等值输电通道等，建立各电网通用、共享的省间交易算法。
除中长期交易的讨论外，当前电力现货市场采用边际定价方法，但新能源、水电等边际成本为零，导致整体电能量价格被拉低，难以真实反映电力系统的整体成本，也无法实现引导企业投资的作用。
有业内人士表示，下一步要把真正的“价格机制”建立起来，包括结算、合同和风险管理机制等。
“市场只能发现价格，无法解决物理世界的所有问题。”前述发电侧受访者说。
前述资深电力从业者指出，我国跨省跨区电力供需格局需立足长远，兼顾电力保供与绿色转型，仅靠市场价格信号难以实现合理的资源调配与能源流向。由于负荷与新能源资源呈逆向分布，大基地、大通道成为国家战略工程，难以依靠市场自发投资，必须由国家统筹规划、投资建设和运营。“‘功在当代，利在千秋’，不应计较一时一地的优劣。”以刚刚开工的雅鲁藏布江下游水电工程为例，受到高昂的开发成本影响，其上网电价将较高，在最初阶段难以和云南等地的水电“同台”竞争。
前述资深电力从业者强调，这类重大工程关乎国家能源安全，其战略意义超越市场逻辑，应让市场服务重大项目，而非相反。未来，建议国家出手解决战略项目的运营问题，不能仅靠市场，而应发挥财政与计划调控作用。“市场往往短视，单靠市场机制无法满足超前建设的需求。”
在“省为实体”的财税体系下，要平衡地方税收利益与全国绿色能源优化配置，关键在于构建一套“激励相容”的机制。有观点认为，在电力市场之外，需要通过财税或类财税的方式平衡损益，鼓励不同省区间的电力资源配置，逐步推动地方发展理念进一步转向“竞合”，从追求短期税收利益转向长期高质量发展和绿色转型。
