近日，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《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，这一方案的出台标志着我国电力资源跨省跨区流动的“任督二脉”正式打通。
想象一下，你住在A省，但你用的电可能来自B省甚至更远的地方。这就是跨电网经营区电力交易的魅力所在——它让电力资源能够在全国范围内自由流动，实现优化配置和互济互保。简单来说，就是不同地区的电网之间通过特定的交易机制，买卖电力，以满足各自的用电需求。
我国已开展多轮次跨经营区试点电力交易。今年3月，广西5270万千瓦时绿电送入上海；6月，华北、东北、西北和蒙西地区共3095万千瓦时绿电送入广东。这些交易不仅优化了能源配置，还推动了清洁能源的消纳，助力“双碳”目标的实现。
那么，跨电网经营区的电力交易是如何运作的？有哪些交易类型？交易流程是怎样的？本文将深入解析这一复杂而高效的电力市场机制。
一、跨电网经营区电力交易的类型
跨电网经营区的电力交易类型主要可以分为中长期电能量交易、绿色电力交易和现货交易三大类。
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中长期电能量交易：稳定的“电力合约”
中长期电能量交易就像是电力市场的“期货交易”，买卖双方提前约定好未来一段时间内的电力交易量和价格。这种交易方式有助于稳定电力供应，减少市场波动。
根据不同场景，中长期电能量交易可分为大型直流工程送电、联网工程电能互济、相邻省区电源灵活转供等类型。
（1）大型直流工程送电
案例一：配套电源送电
假设A省有丰富的风力资源，但本地用电需求不大；而B省经济发达，用电需求旺盛。于是，A省的风力发电企业通过一条大型直流输电线路，将电力输送到B省。
配套电源发电企业（位于A省）与B省电力公司在各自经营区的电力交易平台注册。交易采用双边协商方式，A省发电企业发起跨经营区交易要约，B省电力公司确认后，交易信息在双方交易平台同步发布预成交结果。
案例二：其他电源利用大型直流工程送电
除配套电源外，A省还有多家风电和光伏发电企业希望利用该直流工程的富余能力向B省售电。
这些企业与B省的购电方通过双边协商、挂牌及集中竞价等方式进行交易。例如，某风电企业通过挂牌交易方式，在A省交易平台发布售电信息，B省购电方摘牌后，交易信息在双方平台同步，完成交易。
（2）联网工程电能互济交易
案例三：网对网优先计划送电
C省与D省通过联网工程相连，为落实国家跨省跨区优先发电规模计划，两省电网企业组织省内电源进行“网对网”模式送电。
交易采用双边协商或挂牌方式，交易关口为联网工程产权分界点。例如，C省某水电站与D省电网企业通过双边协商达成送电协议，确保了D省的电力供应稳定。
案例四：利用联网工程富余通道组织市场化增量送电
在满足优先计划送电后，联网工程仍有富余能力，C省与D省决定组织市场化增量送电。
多家发电企业和购电方通过双边协商、挂牌及集中竞价等方式参与交易。例如，某燃气发电企业通过集中竞价方式成功向D省售电，提高了发电企业的经济效益和市场参与度。
（3）相邻省区电源灵活转供交易
案例五：电源灵活转供
E省与F省相邻，由于电网结构原因，E省某电源在特定时段需转入F省电网平衡。
双方电力交易机构根据受端市场规则组织跨省区中长期市场交易，不参与电力现货市场。交易过程中，调度关系、交易计划管理、电费结算关系维持不变，确保了交易的平稳进行。
02
绿色电力交易：环保的“电力绿卡”
绿色电力交易旨在促进可再生能源的消纳，满足电力用户对绿电的需求。参与绿电交易的发电企业需满足电力市场基本规则要求，以单个可再生能源发电项目作为交易单元。
案例六：跨经营区绿电交易
G省的一家光伏发电企业希望将其生产的绿色电力销售给H省的一家环保意识较强的企业。
双方通过集中竞价、挂牌及双边交易等方式达成协议。交易中考虑输电费用，形成售方主体与购方主体一一匹配的交易结果。例如，通过挂牌交易，G省风电企业在交易平台发布绿电售电信息，H省购电方摘牌后，双方完成交易。北交和广交共享绿电交易溯源信息，共同完成绿证核发和划转，确保了绿电交易的合规性和透明度。
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现货交易：灵活的“电力即市”
与中长期交易不同，现货交易更像是电力市场的“即市交易”，买卖双方根据实时的电力供需情况，即时确定交易量和价格。这种交易方式更加灵活，能够快速响应市场变化。
案例七：南方电网经营区主体参与省间电力现货市场
南方电网经营区内的某电力公司根据需要参与省间电力现货市场购售电。
该公司在广州电力交易中心交易平台进行申报，经南方电网汇总后推送至省间电力现货交易平台。国调中心组织统一出清，确定跨经营区现货交易成交电力和价格分时曲线。这种方式实现了电力资源的实时平衡和高效利用。
案例八：国家电网经营区主体参与南方区域电力现货市场
某华北地区的火电厂在电力富余时，通过国家电网交易平台向南方电网经营区售电。交易采用日前或实时竞价方式，由国调中心统一调度，确保跨区电力输送的安全性和经济性。
二、跨电网经营区电力交易流程
跨电网经营区的电力交易流程通常包括要约发起、信息确认、预成交结果发布、安全校核、正式成交结果发布和交易结算等步骤。
以双边协商交易为例：
1. 要约发起：一方市场成员（如发电企业）在所属经营区交易平台发起跨经营区交易要约。
2. 信息确认：要约信息传送至对方经营区交易平台，由另一方市场成员（如购电省电力公司）进行确认。
3. 预成交结果发布：各经营区电力交易机构分别向本经营区所属市场成员发布预成交结果。
4. 安全校核：将预成交结果提交至调度机构进行安全校核，确保交易不会对电网安全造成影响。
5. 正式成交结果发布：根据安全校核意见调整预成交结果后，发布正式成交结果。
6. 交易结算：根据调度实际执行结果和物理计量电量进行交易结算。
三、跨电网经营区电力交易的影响
跨电网经营区电力交易不仅优化了能源资源配置，还促进了可再生能源消纳，提高了电网运行的灵活性和经济性。这一机制对发电企业、电网企业、电力用户及电力交易中心等市场主体产生了深远影响。
对发电企业：全国近4万家发电企业（含国家电网和南方电网经营区）可在全国范围内卖电，市场空间大幅扩大。分布式能源发电企业未来也能参与跨区交易，资源优势可转化为经济优势。同时，绿电交易常态化使可再生能源发电企业直接对接东部高需求市场，提升清洁能源消纳能力。
对售电公司：可突破省级市场限制，将业务范围扩展至全国，并通过参与跨区电力现货市场、绿电交易等品种获取额外收益。但跨区交易要求售电公司具备更强的风险管控能力。
对电网企业：需加强跨区通道建设与调度能力，保障交易安全执行。例如，国家电网与南方电网通过“江城直流”“闽粤直流”等通道实现电力互济，未来需进一步提升通道利用效率。此外，电网企业需完善应急调度价格机制和结算管理，防范市场风险。
对电力用户：东部负荷中心企业（如长三角、大湾区的外贸企业）可更便捷、市场化地购买西部绿电，满足国际碳关税等绿色认证要求。初期由电网企业代理购电，未来各类用户可通过平台聚合方式直接参与绿电交易，用电选择更灵活。
对市场主体：北京、广州电力交易中心联合组织跨区交易，实现需求精准匹配与结果共享。需强化技术平台互联互通，推动“一地注册、全国共享”，降低市场主体参与成本。同时，电力交易中心通过完善信息披露制度，提升交易透明度。
结语
跨电网经营区电力交易作为构建全国统一电力市场体系的关键环节，正逐步打破地域壁垒，实现电力资源的高效配置与互济互保。从“省界”到“全国”，电力市场正朝着“全国一盘棋、价格市场化、绿色刚需化”的方向加速演进。
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