今夏迎峰度夏关键期，当200万千瓦的电力负荷沿着云霄直流输电系统、跨越经营区界限，从南方电网腹地直抵国家电网辖区的华东区域，我国电力市场制度性突破再下一城。
这是《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》（以下简称“方案”）批复后，国家电网、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，也是这一机制赋能全国电力资源优化配置与互济保供的生动注脚。
7月1日，国家发展改革委、国家能源局联合批复国家电网、南方电网制定的方案，标志着两大经营区之间的市场和地区界限被实质性突破，电力资源正式获得在全国范围内畅通流动的市场化通行证。
这是全国统一电力市场建设的又一标志性成果。在初步建成全国统一电力市场的关键节点，这份方案承载着能源转型与市场改革的双重使命。
突破藩篱之举
两大电网电力市场告别分区运营
长期以来，我国电网运营呈现“国家电网”与“南方电网”两大主体分区域经营的格局。国家电网覆盖了26个省（自治区、直辖市），供电范围占国土面积的88%以上；南方电网则主要负责广东、广西、云南、贵州、海南五省区的电网运营。
这种区域划分在特定历史时期有效保障了各电网的稳健发展，但也客观上形成了物理连接背后的“市场隔离”。
换言之，当南方区域水电大发却消纳受阻时，难以高效实现富余水电向国网区域缺电省份的跨区输送；反之，北方富余的新能源电力，也无法在南方用电高峰时段有效提供跨区支援。
“尽管国家电网与南方电网已通过闽粤联网等工程实现物理相连，却因市场模式、交易规则、技术标准不同，形成了实质上的‘市场分割’。这就导致跨电网经营区输电通道利用率不足。”北京电力交易中心总经理谢开介绍道。
建设全国统一电力市场的核心目标，在于突破地域界限，实现电力资源在全国范围内的畅通流动与高效优化配置。因此，突破国家电网与南方电网经营区之间的界限，推动两大电网市场机制协同运行，构建全国电力资源配置“大循环”格局，是实质建成全国统一电力市场的必由之路。
今年3月，北京电力交易中心与广州电力交易中心首次采用联合出清方式，成功将桂滇两地5270万千瓦时的绿电，经闽粤联网工程及相关联络通道输送入上海。此笔交易作为全国首笔跨经营区绿电交易，标志着跨经营区交易机制取得重大突破。
今年6月，来自甘、青、蒙等地以及华北直调的风光新能源，通过坤渝直流、长南I线、江城直流等多条输电通道送入广东，成交电量超3400万千瓦时。这是全国首次多通道、大范围跨经营区绿电交易，为形成常态化的跨电网交易机制积累了经验。
从单通道到多通道、从小范围到大范围，市场竞争活力充分释放，能源利用效率与经济性显著提升。“电力跨电网交易有利于促进全国市场开放，就像是建立了一个覆盖全国的‘网上电力商城’，实现‘电通天下’，提高资源利用效率。”韩放说。
韩放告诉记者，电力跨电网经营区交易能有效拓展新能源消纳空间，满足更广域用户的绿色用能需求，并充分释放其环境权益价值。同时，该机制可依托区域间负荷特性差异，实现灵活调节资源的共享互济，有力支撑电力缺口填补，增强系统的安全性与灵活性。
突破藩篱之策
构建“电通神州”交易新生态
建设全国统一电力市场是深化电力体制改革的核心目标，而跨电网经营区常态化交易是全国统一电力市场体系建设的重要标志性举措。
方案清晰规划了阶段性目标与实施路径。“近期阶段以筑牢基础、打通堵点为目标，依托江城直流、闽粤联网这两个物理连接点，着力打造跨电网经营区交易机制的实践示范，同时验证机制并积累经验；中期阶段以深化拓展、有序推进为目标，通过不断完善用户侧参与、现货机制及偏差结算等核心规则，实现电力资源在全国范围内的畅通流动与高效互济；远期阶段以规则统一、全面融合为目标，推动两网经营区内交易与跨经营区交易制度协调发展。”清华大学电机系主任康重庆总结说。
要实现这一清晰规划的宏伟蓝图，关键在于制度层面的根本性突破。该方案的核心突破正在于此：通过国家顶层设计，系统性构建了覆盖交易品种、安全校核、结算规则及平台交互等的制度框架，有效破除了阻碍电力资源在全国范围内优化配置的电网间壁垒。
“基于跨电网经营区输电工程的功能定位，方案将中长期交易场景划分为大型直流配套送电、联网互济及相邻省区灵活转供三类，并针对性地制定了差异化的交易组织规则，有效兼顾了战略目标与操作弹性。”谈及方案亮点时，清华大学电机系副研究员郭鸿业如此表示。
以联网互济交易场景中的闽粤联网为切入点，方案设计了闽粤联网工程的成本分摊方式，在保障闽粤两省之间交易优先的前提下，富余能力向全网开放。同时方案提出对闽粤直流非属地主体使用通道“暂按2.56分/千瓦时收取输电费”“输电费50%冲抵两省容量电费”等机制。
康重庆认为，这一举措不仅有助于提升输电通道利用效率、优化全网负荷平衡，更从根源上为解决电网经营区间利益协调问题提供了有效方案、可复制的范本，是制度设计在协同保障电网安全性与经济性方面的重要体现。
业内专家普遍指出，“取小原则”是方案实现制度衔接的关键创新。这一原则在安全校核与交易结算环节，由国家电力调度控制中心与南方电网电力调度控制中心联合实施“取小”把关，确保交易计划不超过通道送电极限。
具体而言，在跨区域送电时，两调度中心各自安全送电量进行比较，选择数值更小一方作为最终能交易的电量；在交易结算时，受入方交易机构以合同电量与实际用电量的较小值作为基准值传递给送出方，后者据此联同绿电交易量再次取小，最终确定经确认的结算依据。
“‘取小原则’如同‘安全阀’，在强化安全优先原则、保障交易计划顺畅执行的同时，成为协同提升市场效率与系统安全的重要基石。”郭鸿业告诉记者。华北电力大学经济与管理学院教授刘敦楠则表示，“取小原则”能有效防范因制度差异引发的绿证错配与套利风险，系统性提升绿证在全国统一电力市场中的权威性、市场认可度及影响力。
突破藩篱之势
开启全国资源优化配置新格局
随着方案的落地，跨“两张网”的电力交易从零散的临时调剂、应急支援，正式升级为常态化、机制化的运作，电力资源在全国版图上的畅通流动将迎来质的飞跃，其影响或将超越电力行业本身，深刻重塑中国能源经济版图。
更重要的是，这一机制的落地将深度激活市场活力、拓展市场空间，使各类发电资源能够在清晰、灵敏的价格信号引导下，实现全国范围内的高效流动与优化配置，有利于促进形成更加完善的市场竞争环境。
提升清洁能源消纳是其价值之一。依托跨电网经营区常态化交易体系，西南地区丰沛的水电资源与西北广袤的风光资源，将首次构建起直达大湾区负荷中心的高效、稳定、大容量消纳通道。这一变革将大大解决“弃水弃风弃光”难题。
对于其他经营主体，郭鸿业认为，火电、水电电源将继续发挥关键的系统安全支撑与灵活调节作用，并有望在跨经营区资源余缺互济中获得更具竞争力的价格回报；售电公司将迎来业务拓展机遇，可整合用户资源，代理其参与全国范围的市场化交易，通过捕捉跨区价差空间优化购电成本；用户侧则能突破地域限制，减少对单一区域市场的依赖，显著增强购电选择权和议价能力，并拓宽绿电消费渠道。
随着“双碳”目标加速推进，各主体对绿电的需求呈现多元化、长期化态势。相比短周期的绿电交易，多年期协议如同一剂“稳定剂”，能有效锁定用户价格风险，增强绿电项目投资的确定性预期。方案的核心突破之一在于为多年期绿电交易的跨经营区落地铺设了制度轨道。
“未来，多年期绿电购买协议有望在全国范围内实现畅通流转与精准配置。这不仅精准响应了用户对长期稳定绿电供应的核心需求，更能以稳定市场预期为牵引，驱动西部富集的风光资源高效转化为经济优势，从而为区域协调发展和共同富裕注入强劲的绿色动能。”刘敦楠说。
记者从国家发展改革委、国家能源局获悉，未来国家将规划建设更多的跨电网经营区输电通道。这些输电通道的建设，不仅显著提升区域间电力资源的流通与互济能力，更为大规模、高比例发展可再生能源创造有利条件，成为加速能源清洁低碳转型的强劲引擎。
当云南的碧水化作电流辉映长三角的万家灯火，当塞北的长风牵引珠三角的隆隆机鸣，这股跨越电网界限的能量洪流，不仅勾勒出全国统一电力市场的壮阔蓝图，更在每一度电的奔涌轨迹中，深刻重塑着中国经济的绿色基因。
跨电网经营区常态化电力交易机制的落地，恰是这一绿色转型的关键一步，将为构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系注入澎湃动能。中国电力市场，正以前所未有的开放姿态，拥抱一个互联互通、高效运转、绿色共享的新时代。
