电力市场改革 - 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》，旨在打破国家电网和南方电网的市场分割，促进电力资源全国流动 [1] - 到2025年全国统一电力市场体系初步建成，资源配置范围从单一经营区扩展至全国主要区域 [1] - 建立覆盖全国范围的"网上电力商城"，实现两网经营主体基于统一规则跨区交易 [2] 绿电交易机制 - 绿电交易成为《方案》重点，解决西北地区绿电消纳不足与东部地区需求旺盛的供需错配问题 [3] - 绿电资源可在全国范围内交易和溯源，例如西北风光电力输送大湾区、云南水电输送长三角 [5] - 跨经营区绿电交易为外贸企业满足欧盟绿色认证要求提供支持 [3] 交易主体与流程 - 约4万家发电企业（国家电网3万家+南方电网1万家）可参与全国范围电力交易 [7] - 交易由北京电力交易中心、广州电力交易中心、国调中心、南方总调联合组织，通过平台实现购售电需求对接 [6] - 分布式能源发电企业未来可逐步参与跨区交易，购电侧初期由电网企业代理用户 [7] 输电通道与调度 - 当前主要使用"江城直流"和"闽粤直流"通道，年输送量分别为120亿千瓦时和40亿千瓦时 [8] - 2025年3月起已开展"广西云南送上海""西北华东东北送广东"等跨区交易 [8] - 迎峰度夏期间超20亿千瓦时电能通过闽粤联网工程输送至上海、浙江等地 [8] 输电定价机制 - 非闽粤交易暂按每小时2.56分/千瓦收取输电费，费用由两省用户各承担50% [10] - 闽粤直流采用单一容量电价制，跨区交易输电费用于冲抵容量电费 [10] - 未来将探索省间输电权交易试点 [10] 电网公司角色 - 需加强负荷管控、电网建设及调度能力，保障跨区交易安全稳定运行 [11] - 需完善计量装置和数据交互系统，提升市场化交易支持能力 [11] - 需强化专业人员培训，协助用户解决跨区交易问题 [11]