跨电网经营区常态化电力交易机制方案核心内容 - 国家发展改革委、国家能源局批复《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，明确今年实现跨电网经营区交易常态化开市，探索多年期绿电交易签约 [1] - 北京电力交易中心和广州电力交易中心将分别收集国家电网、南方电网经营区内的跨电网交易需求，通过平台间信息交互实现供需精准匹配 [1] - 建立覆盖全国范围的"网上电力商城"，两网经营主体基于统一制度和规则实现跨经营区交易，促进电力资源全国自由流动 [1][3] 机制建立的必要性 - 国家电网与南方电网市场互不联通是建设全国统一电力市场的关键堵点，电力互济主要依赖政府间协议和应急调度，频次少、规模小、灵活性差 [3] - 2024年电力市场化交易电量突破6万亿千瓦时占比达63%，但两网间缺乏常态化交易机制制约网间通道利用效率 [3] - 新型电力系统建设需要大电网促进富余新能源消纳，高比例新能源接入增加系统随机性和波动性 [3] 机制创新与实施细节 - 实现"一地注册、全国共享"，经营主体无须重复注册即可在两网经营区灵活开展交易业务，蒙西电网用户可与南方电网经营区交易 [3] - 设计跨电网交易业务流程，涵盖中长期、现货、绿电等各类交易类型，要求两侧电网双重安全校核并按最严格标准执行 [4] - 闽粤直流输电权交易试点将按每小时2.56分/千瓦收取联网输电价，网损折价按上一年综合线损率计算 [6] 绿色电力交易突破 - 允许发电企业以单个可再生能源发电项目作为交易单元，电力用户自主选择跨电网绿电交易，减少代理层级加强供需自主匹配 [6] - 延续全国首笔跨经营区绿电交易（2024年3月北京与广州交易中心联合出清）经验，推动规则衔接从方案探索走向系统集成 [4] - 为南方绿电送长三角、西北/蒙西绿电送南方等交易铺平道路，拓展绿电消纳空间和市场范围 [6] 运营协作与市场影响 - 建立两网制度化协商合作机制，由北京/广州交易中心、国家/南方电网调度控制中心联合组织交易发布结果和结算 [7] - "运营互商"模式通过联合组织、共同协商破解两大电网独立运营带来的规则差异和系统特性壁垒 [7] - 优化电力资源配置效率，促进塞北风光送岭南、西南水电送沿海，提升清洁能源使用比例 [5] 未来发展方向 - 2025年全国统一电力市场初步建成关键节点需统筹考虑电网安全、跨区资源配置、清洁能源消纳和区域经济协调发展 [8] - 电力商品兼具公共资源与一般商品属性，供应紧张时侧重公平调配，供给充裕时发挥市场价格引导作用 [8]

全国统一电力市场建设 - 国家电网与南方电网两大经营区电力中长期市场按月开市的首笔交易成功实施，200万千瓦电力负荷通过云霄直流输电系统从南方电网输送至国家电网华东区域 [1] - 7月1日国家发展改革委、国家能源局联合批复《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，标志着两大电网经营区市场界限被实质性突破 [1][3] - 这是全国统一电力市场建设的标志性成果，承载能源转型与市场改革双重使命 [1] 市场分割现状与突破 - 国家电网覆盖26个省区供电面积占88%，南方电网负责五省区运营，形成物理连接但市场隔离的格局 [3] - 跨区电力流动受阻：南方水电消纳困难时无法高效输送至国网区域，北方新能源富余时难支援南方用电高峰 [3] - 3月首次跨经营区绿电交易通过闽粤联网工程输送5270万千瓦时绿电入沪，6月多通道跨区交易成交3400万千瓦时风光电入粤 [4][5] 交易机制创新 - 方案分三阶段实施：近期依托江城直流和闽粤联网打造示范，中期完善用户侧参与和现货机制，远期推动两网交易制度全面融合 [6] - 将交易场景划分为大型直流配套送电、联网互济和相邻省区灵活转供三类，差异化制定规则 [7] - 闽粤联网工程成本分摊机制中非属地主体输电费暂按2.56分/千瓦时收取，50%冲抵两省容量电费 [7] 安全与效率平衡 - "取小原则"成为制度衔接关键：两网调度中心联合以较小值确定交易电量和结算基准，强化安全优先 [8] - 该原则能防范绿证错配风险，提升绿证在全国市场的权威性和认可度 [8] 市场影响与资源配置 - 跨网交易从临时调剂升级为常态化机制，激活全国市场活力 [10] - 西南水电和西北风光资源将构建直达大湾区的消纳通道，缓解"三弃"问题 [10] - 火电水电企业可获得跨区价差收益，售电公司可代理用户参与全国交易，用户购电选择权和议价能力增强 [10] - 方案为多年期绿电交易跨区落地铺设制度轨道，有助于稳定价格预期和促进西部资源转化 [11] 基础设施规划 - 国家将规划建设更多跨电网经营区输电通道，提升电力互济能力并为高比例可再生能源发展创造条件 [12]

电力市场制度性突破 - 国家电网与南方电网首次实现跨经营区常态化电力交易 200万千瓦电力负荷通过云霄直流输电系统从南方电网输送至华东区域 [1] - 国家发展改革委、国家能源局联合批复《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》 标志着两大电网经营区市场界限被实质性突破 [1] - 该方案是建设全国统一电力市场的标志性成果 承载能源转型与市场改革双重使命 [1] 电网运营格局变革 - 国家电网覆盖26个省区供电面积占国土88%以上 南方电网负责广东等五省区运营 形成历史性区域划分 [2] - 原有格局导致物理连接下的"市场隔离" 跨区电力资源调配效率低下 新能源消纳受阻 [2] - 建设全国统一电力市场需突破两网经营区界限 构建全国电力资源配置"大循环"格局 [2] 跨区交易实践进展 - 3月完成首笔跨经营区绿电交易 桂滇5270万千瓦时绿电经闽粤联网工程输送至上海 [3] - 6月实现多通道跨区绿电交易 甘青蒙等地3400万千瓦时风光新能源通过多条通道送入广东 [3] - 交易机制从单通道扩展至多通道 释放市场竞争活力 提升能源利用效率与经济性 [3] 方案实施路径设计 - 近期依托江城直流和闽粤联网打造示范 中期完善用户侧参与及现货机制 远期推动两网交易制度全面融合 [5] - 方案系统性构建交易品种、安全校核、结算规则等制度框架 破除电网间资源配置壁垒 [5] - 将中长期交易划分为直流配套送电、联网互济和相邻省区转供三类 制定差异化组织规则 [6] 关键制度创新 - 闽粤联网工程成本分摊机制明确非属地主体输电费暂按2.56分/千瓦时收取 50%冲抵两省容量电费 [6] - "取小原则"在安全校核与结算环节实施 确保交易电量不超过通道送电极限 提升系统安全性 [7] - 该原则可防范绿证错配风险 增强绿证在全国市场的权威性和影响力 [7] 市场影响与价值 - 跨网交易从临时调剂升级为常态化运作 促进全国范围内电力资源高效流动 [8] - 西南水电与西北风光资源将构建直达大湾区的消纳通道 缓解"弃水弃风弃光"问题 [8] - 火电水电获得跨区价格回报机会 售电公司可捕捉跨区价差 用户侧增强购电选择权 [9] 绿色能源发展前景 - 方案为多年期绿电交易跨区落地铺设制度轨道 满足用户长期稳定绿电需求 [9] - 未来将规划建设更多跨网输电通道 提升可再生能源消纳能力 加速能源低碳转型 [10] - 跨区交易机制重塑中国能源经济版图 推动构建清洁低碳现代能源体系 [10]

跨电网经营区常态化电力交易机制方案获批 - 国家发改委和国家能源局于7月11日联合发布复函，原则同意《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》[1]