直流反向正在从稀有变成常规。
狭义上的直流反向送电是指与常规送电方向相反的送电方式，需要直流线路潮流反转。柔性直流输电系统可以依靠控制换流器改变电流方向实现小时级的潮流反转，但造价相对较高。普通直流输电系统中，由于换流器晶闸管导电的单向性，需要进行控制保护系统升级，通过改变电压极性实现功率反转功能，一般只在月度、季度时间尺度实施。
（来源：能源新媒 作者：田士君 丁泽宇）
广义的直流反向送电也包含直流反向交易，即跨区交易中交易方向与国家能源规划送电方向相反的交易。但当跨区交易确定交易路径时，由于跨区输电网架约束等原因，可能出现路径上的特高压直流交易方向与物理潮流方向相反的情况。
例如，华北送四川的交易需要先由银东直流送西北，再送西南，银东直流上即出现了反向交易。反向交易的结果仅在直流原送电潮流的基础上叠加少量反向潮流，并不会改变直流物理潮流的方向。
长期以来，跨区送电主要落实国家能源战略，呈现西电东送特征，各直流输电通道主要按照国家规划文件送电方向组织交易。2015年之前的反向交易多以非市场化方式组织，不签订曲线，主要用来调整水电等电源的发电不确定性。
2015年之后受电力供需形势、跨区通道建设和省间交易要求签订曲线等影响，反向交易电量逐渐减少。2021年，除应急调度外，几乎没有反向交易。
01 跨省交易的新现象
2022年以来，受一次能源价格波动、新能源出力不确定性等因素影响，我国部分区域电力供需形势紧张，区内省间互济难以完全消除平衡缺口，东北、华北地区电力相对富裕，送受端反向交易诉求强烈，反向交易电量较2021年增长33倍。2023年以来，反向交易电量年均增速仍保持年均30%以上的快速增长。其中，月内中长期反向交易和省间现货反向交易电量同比增幅2倍以上，受供需形势影响应急调度反向交易电量大幅减少。
从反向交易电量通道分布看，截至2024年底，国网公司经营区在运的17条远距离特高压直流通道中（银东直流电压等级±660千伏，不属于特高压直流，但其反向交易特点突出，分析时将其统计在内），除雁淮、锡泰、雅湖、鲁固、陕武、吉泉六条直流外均存在反向交易，反向交易电量占特高压交易电量的比重超过2%。反向交易中的主要电力流向是东北和华北送西南、华中、西北。银东和昭沂直流反向交易电量占反向交易总电量比重近80%。近年来，西北传统送电省受负荷增长和煤电等支撑电源不足影响，外送能力下降明显。与此同时，西南、华中电力供需形势日益紧张。然而，目前华北与西南没有直接相连的送电通道，华北与华中仅有一条500kV长南荆交流通道。东北和华北向西南、华中送电不得不通过银东和昭沂直流绕道西北。
02 频次、规模将进一步增长
直流反向交易是提高省间市场灵活性和活跃度的重要手段。当前我国省间中长期年度市场签约比例高达90%，较高的年度市场签约比例与月度、月内短周期清洁能源出力不确定的矛盾日渐凸显，高比例新能源下短周期交易调整需求增加。直流反向交易能够促进短时间周期的电力互济，是提高省间市场灵活性和活跃度的重要手段，在电力安全保供、新能源消纳等方面具有重要作用。例如，2022年8月，为保障川渝地区电力供应和电网安全，通过有效跨区接力送电最大支援四川电力超500万千瓦。2023年1月、3月，组织东北、华北电力通过昭沂直流反向支援湖南、青海。
未来，随着新能源的快速发展，送受端对跨省区交易灵活性的诉求更加强烈，预计跨省区直流通道反向交易频次、规模进一步增长。随着新能源特别是分布式光伏快速发展，送（受）端省短时受（送）电需求增加，送受省份概念日趋模糊，传统的分省分区平衡模式正在向全网平衡模式转变。从受端看，部分省份分布式光伏快速发展，净负荷曲线从“鸭子曲线”向“峡谷曲线”转变，国外部分地区已经出现净负荷小于零的情况，受端省存在短时外送诉求。从送端看，傍晚用电高峰时段因光伏出力大幅下降导致时段性电力紧缺，存在短时受电诉求。
此外，我国部分区域互联通道建设相对滞后，华北、西南至今仍未实现直接互联，因“绕道”产生的反向交易需求仍将持续存在。
03 潜在风险及解决思路
从本质上看，直流反向交易是跨区交易组织时产生的正常现象，但目前尚缺乏全面系统的机制设计和操作规范。若交易规模持续扩大可能发生影响输电费回收、降低通道利用率、影响省间市场秩序和市场监管等潜在风险，需要在价格机制、通道利用率核定、交易组织、市场秩序等方面进一步完善相关机制。
(一)输配电费方面
存在问题：直流输电费按照净电量收取，无法体现反向交易时资源配置的优先级。输电费除了用于回收输电网投资的主要功能外，也反映了电能的空间信号和位置价值。反向交易不收取直流输电费将造成此部分价值损失。例如，省间现货组织时，当甘肃和山东作为卖方以相同报价向宁夏卖电时，由于出清时银东直流无输电费，而甘肃送宁夏有西北区域输电费，将导致距离更远的山东优先成交，与传统的区域内互济优先原则相悖。此外，
反向交易会对冲已收取的正向输电费，不利于直流输电费合理收取。
以银东直流为例，其反向交易电量占正向交易电量比重接近四分之一，按照净电量收取的直流输电费仅为按照正反向交易电量收取直流输电费的60%。
措施建议：为更好地体现电能的位置价值，建议反向交易按照交易电量收取直流输电费。一方面体现电能的位置价值，另一方面能够限制通过反向交易逃避输电费的投机行为。近期，反向交易输电费可参照正向交易输电费执行；远期，可根据反向交易组织情况，分别针对正反向交易设计反映各类交易价值的分时输电价格，探索输电权交易等。
(二)通道利用方面
存在问题：特高压通道利用率按实际送电量计算，未能充分体现对电力大范围互济的支撑作用。现行特高压通道利用率计算方法是基于事后运行结果，而未充分考虑交易组织的目的和作用。随着新能源的快速发展，省间市场灵活性和活跃度增加，催生了电量换容量、峰谷置换等交易品种。特高压通道的支撑作用由原来的“单向—电量”支撑向“双向—电力”支撑转变。例如，2023年1月、3月，由于来水偏少，公司组织东北、华北电力通过昭沂直流反向支援青海，昭沂直流净电量利用率虽然降低，但其在应对青海供需形势变化中发挥了重要支撑作用。
措施建议：近期促请政府完善特高压通道利用率计算方式，将反向交易电量纳入利用率统计范畴。远期，可探索建立根据特高压通道电量成分、送电时段、交易频次等综合因素评价特高压通道利用率的计算方法，更好体现特高压通道的支撑作用。
(三)市场秩序方面
潜在风险：市场化的反向交易存在潜在套利空间，可能影响省间市场交易秩序。地方政府出于保护本省发电企业、降低用电价格等因素，干预反向交易量价，甚至进行策略性套利，套利空间主要来自三部分。一是正反向交易的价差。当反向交易价格高于（低于）正向交易时，受端（送端）有超额收益。二是曲线分解方式。当反向交易的曲线分解与正向交易不同时，可能有超额收益。三是输配电费。送受端可通过组织反向交易对冲的方式减少输电费。
措施建议：一是明确反向交易组织方式。反向交易仅针对新能源消纳、电力互济等确定场景开展，以“网对网”而非“点对网”、“点对点”等方式组织。二是明确交易组织周期。建议反向中长期交易仅在月内市场组织开展。三是合理限制交易规模。直流通道中，反向中长期交易占正向中长期交易比重应限制在合理范围内。四是正反向交易价格差应在合理范围内。原则上，反向交易价格应高于正向交易，从而适当限制反向交易规模、避免通过组织反向交易逃避输电费。同时，反向交易价格不能过高，以降低通过反向交易获取超额收益的空间。五是应明确反向交易的曲线分解方式。反向交易合同应明确曲线分解方式和精度要求，曲线分解应以保障新能源消纳或短时电力电量平衡为目的，严禁以套利为目的开展。
(四)市场监管方面
潜在风险：反向交易容易引发电力资源违反国家规划逆向流动、同一时段既送又受、弃风弃光与受电交易同时存在等监管风险。一是反向交易的合理性未受到认可。国家能源局在2021年6月《跨省跨区电力交易与市场秩序专项监管有关情况的通报》中提出：“部分交易电力流向与国家能源规划方向相反，出现潮流由负荷中心向能源基地倒送现象，与国家能源规划和资源优化配置原则不符。”二是反向交易频次提高后，可能发生同一省份同时组织外送和购电、弃风弃光与受电交易同时存在等复杂场景，增加了监管风险。
措施建议：一是积极向政府部门沟通汇报，解释当前形势下反向交易的合理性，争取政府部门的理解和支持。二是提前做好反向交易监管风险研究，严格限制同时组织市场化的既送又受交易、弃风弃光与受电交易等交易场景。
总体来看，建议按照尊重电网技术特性、有利于促进电力跨区互济和新能源消纳、有效防范市场运营风险的原则组织开展反向交易，防止交易泛化，影响省间市场秩序。同时，分别针对不同反向交易品种完善相关机制，并从市场合规和监管视角出发，健全相关政策。在中长期交易方面，系统完善反向交易的规则体系，包括组织方式、组织周期、交易时序、曲线分解、价格及规模上限等。在现货交易方面，进一步完善相关规则，包括省间现货出清机制、反向交易出清参数设置等。在市场合规和监管方面，明确反向交易的合理性，并根据新形势完善输配电价、特高压利用率计算方式，体现保供及应急形势下特高压通道的支撑价值。
随着新能源的快速发展，区域时段性供需紧张发生概率和频次逐年增加，传统的分省分区平衡模式正在向全网平衡模式转变，短周期的电力互济和交易调整需求强烈。反向交易是新型电力系统和全国统一电力市场建设形势下的正常现象，具有支撑保供、转型等作用。
同时，应注意到反向交易涉及多方利益，实施过程中容易引起重复征收输电费、干预市场等争议，并可能对市场秩序产生影响。应尽快研究明确相关规则、合理争取政策支持，做好市场合规运营和舆论引导，促进反向交易规范有序开展、作用充分发挥。
(作者供职于国网能源研究院有限公司 本文属于国家电网公司技术服务项目《推进“双碳”目标落实关键技术研究支撑》成果)
