跨省跨區輸電是保障國家能源戰略安全，解決我國能源資源和負荷中心逆向分布矛盾的重要手段。自2005年以來，尤其是2015年新一輪電力體制改革以來，我國大力推進跨省跨區電力交易工作，規則不斷完善，輸電能力大幅提升，交易規模逐年上升。2019年，跨省、跨區電力輸送電量分別為14440億千瓦時和5404億千瓦時，較2011年分別增長了2.3倍和3.2倍。跨省跨區電力交易市場的建立，推動資源在更大范圍內優化配置，在保障電力供應、促進清潔能源發展、維護電網安全、資源高效利用等方面發揮了重要作用。

　　一、我國跨地區電力交易進展

　　為加強跨省跨區電力交易，我國堅持抓規范、制訂交易規則，抓基礎、建設輸電通道，抓機制、形成輸電價格，抓“三公”、推動機構股改，確保跨省跨區電力市場化交易規范開展。

　　(一)跨省跨區交易規則體系不斷完善

　　2005年2月，國家發展改革委、電監會發布《關于促進跨地區電能交易的指導意見》(發改能源〔2005〕292號)，對電力跨區跨省交易做了相關規定。2015年，為了配合新一輪電力體制改革，有關部門相繼出臺《關于推進電力市場建設的實施意見》《關于有序放開發用電計劃的實施意見》等六個電改配套文件，發布了《關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制有關問題的通知》(發改價格〔2015〕962號)。隨后兩年，國家發展改革委、國家能源局等相關部門對中長期交易規則、區域電網輸電價格、跨省跨區專項工程輸電價格定價等以正式文件的形式作了明確，確立了區域電網、跨省跨區專項工程輸電價格按照“準許成本加準許收益”的定價模式。

　　2018年，《北京電力交易中心跨區跨省電力中長期交易實施細則(暫行)》和《南方區域跨區跨省電力中長期交易規則(暫行)》發布，全國跨區跨省市場以及各省區內中長期市場交易規則體系初步建立，有效規范和促進了跨省區電力市場交易的發展。

　　2020年1月，國家發展改革委印發《區域電網輸電價格定價辦法》和《省級電網輸配電價定價辦法》，明確區域電網輸電價格、省級電網輸配電價準許收入由準許成本、準許收益和稅金構成，與輸配電業務無關的固定資產不得納入可計提收益的固定資產范圍。同年9月，國家發展改革委制定出臺了第二監管周期區域電網輸電價格和省級電網輸配電價(第二監管周期指2020～2022年)。考慮2020年為應對疫情降電價(電費)影響，新的輸配電價從2021年起執行。

　　(二)跨省跨區電力輸送通道建設加快

　　2000年，隨著“西電東送”工程和“三峽輸變電工程”進入建設高峰和特高壓輸電線路開工建設，全國聯網快速推進。2011年，以青藏直流聯網工程投入試運行為標志，實現了全國除臺灣地區以外的全國聯網，形成了“西電東送”“北電南送”的電力配置格局。近年來，我國持續加大以特高壓輸電為重點的跨省區水電通道建設。截至2019年底，全國已投運的跨區域聯網及輸電通道28條，跨區輸電能力達到14615萬千瓦，其中跨區網對網輸電能力13218萬千瓦，跨區點對網送電能力1334萬千瓦。南方、華東、華北區域內已投運9條跨省特高壓輸電線路，輸電能力5080千瓦。特高壓交直流輸電通道的建設推動了跨區電力輸送的規模不斷增大。

　　(三)跨區跨省輸電價格形成機制探索建立

　　目前，除華北華中聯網線路為單一制容量電價外，我國跨省跨區專項工程多數以單一制電量電價形式核定，電量電價在電力交易時采用順加的方法包含在落地電價中，由受電地區電力用戶承擔;容量電價則根據聯網工程的受益情況由受益地區電力用戶承擔。2018年起，國家發展改革委連續兩次降低跨省跨區專項工程輸電價格，降低平均輸電價8.9元/千千瓦時。當前，電價水平在1.54~8.02分/千瓦時。跨區輸配電價的降低以及電力市場化的推進極大降低了用戶用電成本。

　　(四)電力交易機構股改逐步深入

　　2020年2月24日，國家發展改革委發布《關于推進電力交易機構獨立規范運行的實施意見》(發改體改〔2020〕234號)，要求2020年上半年北京、廣州兩家區域性交易機構和省(自治區、直轄市)交易機構中電網企業持股比例全部降至80%以下，2020年底前電網企業持股比例降至50%以下。截至2020年上半年，北京電力交易中心增資協議簽約，引入十家投資主體，國家電網股權被稀釋至70%。廣州電力交易中心是按照多家單位參股的公司制模式組建，其中南方電網持股66.7%。電網企業在兩家跨區電力交易中心的持股比例均下降至80%以下。

　　(五)跨省跨區輸電交易規模不斷擴大

　　資源與電力負荷的錯配使得跨省跨區電力輸送和交換成為保障我國電力供應、優化資源配置的重要手段。目前，我國的跨省跨區交易品種主要分計劃交易和市場交易。其中市場交易包括中長期交易和臨時及短期交易，中長期交易包括電力直接交易、省間外送交易和省間合同交易。2019年，北京、廣州兩大區域電力交易中心組織完成省內和省間市場交易電量合計為5280.2億千瓦時，其中，北京組織完成省間交易電量4931.4億千瓦時，同比提高40.1%;廣州組織完成省間交易電量326.4億千瓦時，同比提高10.6%。

圖 2011～2019年跨區、跨省電力輸送電量情況

　　2020年1～10月，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量25482.4億千瓦時，同比增長16%。省間交易電量(中長期和現貨)合計為4258.4億千瓦時，其中，省間電力直接交易1092.8億千瓦時、省間外送交易(網對點、網對網)2965.7億千瓦時、發電權交易199.9億千瓦時。

　　二、我國跨地區電力交易面臨的形勢與挑戰

　　從遠期看，跨區跨省輸送電力需求和規模都將越來越大，亟需面向未來和發展需要，查找存在短板和不足，完善跨地區電力交易機制，充分發揮市場在電力交易中的資源優化配置作用。

　　(一)跨省區電力市場建設目標、規模和時序統籌有待提高

　　我國清潔能源的快速發展，迫切需要發揮大電網、大市場作用，促進能源資源大范圍優化配置。目前，各省電力市場建設目標不一致、時間要求和建設進度存在差異，市場規則各自制定，交易品種自行設計實施，時序安排上缺乏約束。在省內市場交易品種日益增多的情況下，跨省區交易品種的實施窗口逐漸被壓縮，省間市場協調難度進一步加大，限制了發揮區域優化資源配置的作用。此外，現貨市場試點建設提速，但各方對現貨模式與功能的理解仍存在差異，中長期和現貨交易的界面尚不明確，需要加強統籌協調。

　　(二)跨省區電力市場交易體制及輔助機制有待進一步完善

　　目前，市場建設尚處于起步和規范階段，各省區電力市場開放程度不同，準入標準不一。一方面，對跨省區交易主體存在限制，主要以網對網交易和政府間協議方式展開，尚未開發用戶和售電公司。市場主體對于擴大交易范圍的訴求進一步增強，但各省區為維護自身利益，限制本省區市場主體在更大范圍內參與市場交易。另一方面，跨省區交易輔助服務補償費用機制缺失，部分省份的省外輸入電力嚴重擠壓本地發電空間，造成本地大量機組停備，產生高額的輔助服務補償費用，此部分費用都由本地電廠承擔。輔助服務的主要作用仍是以省內市場調峰調頻為主，由發電企業獨自承擔輔助服務責任，偏離了輔助服務“誰受益、誰承擔”的本質。

　　(三)跨區跨省輸電價格傳導機制有待健全

　　在當前大部分地區電力供需偏寬松的形勢下，發電環節本身就處于弱勢，輸配電環節的電價不變，在電力直接交易不斷推進的情況下，受端電價下降的空間全部由發電端承擔，造成送端省份交易意愿不強。部分區域電網在跨省通道中收費，導致輸電價格偏高，由購電端落地電價倒推至送電端后，多省上網電價已低于火電燃料成本水平，過高的流通成本限制了電力外送，嚴重壓低了發電企業的利潤空間，形成了“供省外價低、供省內價高”的不正常價格信號。

　　(四)特高壓交流輸電通道利用率有待提升

　　2020年5月，國家能源局印發《2019年度全國可再生能源電力發展監測評價報告》。從公開的20條特高壓輸電送電量情況來看，錫盟—山東、蒙西—天津南、靈紹直流、雁淮直流、錫泰直流、魯固直流年輸送電量分別為54億、95億、415億、253億、119億、236億千瓦時，除了靈紹直流、雁淮直流、魯固直流輸送可再生能源109億、2億和93億千瓦時，其余可再生能源占比均為零。錫盟—山東特高壓交流、錫泰特高壓直流利用率不足20%，與線路設計初衷差距較大。

　　(五)跨省跨區電力交易信息披露及時性和透明度有待加強

　　目前，網對網市場化交易電量占到一半以上，交易量、價均由交易中心確定，電廠沒有參與定價的機會，僅能被動接受。交易落地價與當地平均上網電價的價差去向不明，落實《關于規范電能交易價格管理等有關問題的通知》中“受電省(區、市)電網企業購外省電量的電價與本省平均購電價有差異的，納入本省銷售電價方案進行平衡”的規定尚需加強。發電企業發起的跨省區交易，交易機構響應積極性不足，輸電通道分配和占用情況公開透明性也有待強化。此外，跨省跨區交易公告信息不夠全面和詳細，部分區域交易結果發布時間滯后，影響企業對后續交易進行預判。電網約束、安全校核等信息披露不完整，一定程度上影響市場成員競價策略的制定實施。

　　三、健全我國跨地區電力交易機制對策建議

　　為進一步擴大清潔能源消納空間，實現資源在更大范圍優化配置，加快實現我國能源結構轉型、及國家碳減排目標，建議國家層面加強規劃統籌、加快完善跨省跨區電力交易體制和配套機制。

　　(一)加快市場框架、模式和交易機制頂層設計，促進市場開放融合

　　隨著電力市場化改革的逐步深入，我國電力市場建設面臨新的形勢要求，迫切需要加強頂層設計。一是明確我國電力市場的整體框架、建設目標、運營方式和發展路徑，在市場建設各環節形成統一的核心規則，針對全國統一電力市場的市場模式、市場空間、交易品種以及配置方式等進行更為系統、深入、細致的設計，為電力市場建設的深入推進提供指導;二是盡快明確各級市場的定位，推動各省級市場開放融合，促進省級電力市場逐步向全國統一的電力市場演化;三是完善跨省跨區電力市場與現貨市場交易的協調機制，研究細化省間省內中長期和現貨市場在交易時序、阻塞管理與安全校核上的協調機制，保證各個市場環節的協同運作與平穩運行。

　　(二)加快理順跨省跨區輸電價格機制，加快交易市場化進程

　　完善電價形成機制，是推進跨省跨區電力市場化交易的基礎和保障。一是研究跨省區輸電價格由單一制電價向兩部制電價轉變，容量電費補償跨省跨區輸電工程的固定成本，分攤給送受省份，待區域統一電力市場建立完善后，可考慮合理分攤給市場化用戶。電量電費補償跨省跨區輸電工程的變動成本，促進跨省跨區電力市場化交易，增強清潔能源消納能力，推動電力資源在更大范圍內優化配置。二是建立靈活的輸電價格浮動機制，根據供需關系靈活采取價格調節手段，調動發電側、用電側參與市場的積極性，促進跨省區輸電通道輸電能力的充分發揮。三是完善繞道輸送電力的輸電價格機制，降低繞道輸送電力輸電價格，提高通道和資源的利用率。

　　(三)推動網源協同發展，提高跨省跨區輸電通道利用率

　　為了最大限度提高現有通道資源利用率，最大程度優化資源配置，建議：一是加強國家與地方規劃銜接、電源電網規劃銜接、電源電網管理銜接，防止網源建設脫節，出現供需錯配。針對當前配套電源項目建設滯后造成部分跨區輸電通道利用率低的問題，加快配套電源建設。二是國家相關主管部門統籌協調和牽頭組織輸電通道送、受電地區主管部門及相關電網企業、發電企業、電力用戶(售電公司)等各方，按照公平合理、合作共贏，資源優化的原則，協商確定長期送受電協議，保障輸電通道的長期穩定高效運行。

　　(四)推動交易機構共同建立清潔能源消納合理機制

　　要加強輸電通道調度運行效率，不斷增強清潔能源消納能力。一是優化調整現行跨區跨省區電力中長期交易規則，將碳市場、可再生能源電力消納保障機制等政策機制融入規則，并推動強制執行，在全力保障清潔能源足額消納的同時，通過經濟價值補償體現清潔能源的綠色環保價值;二是加強跨省區電力交易平臺和省級交易平臺信息共享和數據交互，充分利用輸電通道富余容量，提高可再生能源消納水平;三是理順各級電網調度機構與交易機構間的權責劃分和運作關系，并盡可能減少調度權的更迭，保證市場機制設計與電網調度方式相適應，確保電網的安全穩定運行。

　　黨的十九屆五中全會為“十四五”時期和2035年遠景目標描繪發展藍圖、規劃實踐路徑、部署戰略措施，對推進能源革命、改革創新、鄉村振興等工作提出了明確要求。未來我國能源需求維持增長態勢，電能占終端能源消費比重上升趨勢明顯。不斷完善體制、創新機制，持續提升跨地區電力交易功能，充分發揮電力在未來能源系統中的作用，必將為推動能源低碳清潔轉型作出新的貢獻。