深度解读！跨电网常态化电力交易机制落地，全国统一电力市场迈出关键一步

引言

“ 近日，国家发改委、能源局正式批复了跨电网经营区常态化电力交易机制，标志着长期以来相对独立的国家电网与南方电网市场开启了制度性“破壁”融合。这一举措不仅是落实建设全国统一大市场战略的关键一步，更是推动能源绿色转型、保障国家能源安全的重大部署。

告别过去以临时支援为主的跨区调度，未来，两大电网间的电力交换将通过中长期、现货、绿色电力等市场化交易方式常态化进行，实现“全国一盘棋”的资源优化配置。这意味着，西北的绿电可以更顺畅地送达南方，而全国的电力用户也将拥有更多元的购电选择。

新机制将如何重塑电力市场格局？发电企业、电网、电力用户和售电公司将迎来哪些机遇与挑战？本文将为您深度解析该政策的战略意图、交易规则细节，并探讨各市场主体的应对策略，展望全国统一电力市场的未来图景。”

一、政策解读

1.1宏观背景与战略意图

党的二十届三中全会明确要求加快建设全国统一大市场，包括全国统一电力市场在内的要素市场一体化。在此背景下，跨电网经营区常态化电力交易机制应运而生，成为落实中央战略部署的关键举措。

国家发改委、能源局在复函中指出，实现跨电网常态化交易是贯彻二十届三中全会精神、建设全国统一电力市场的标志性举措，对打破市场分割和地区封锁、在全国范围内优化电力资源配置具有重要意义。这体现了国家通过制度创新消除电力市场壁垒的决心，将原本相对割裂的“两网”市场联结成更广阔的全国统一市场。

政策的战略意图在于促进电力要素跨区域自由流动，发挥“全国一张网”的资源整合优势，以更好服务经济社会发展和国家重大战略。

与此同时，“全国统一大市场”战略要求各地区各部门破除地方保护，实现资源高效配置。电力作为关系国计民生的重要商品，更需要统一开放的市场体系。长期以来，中国电力市场存在区域割裂现象，国家电网和南方电网两大区域市场规则不一，省间壁垒较强，跨区交易主要通过计划或临时协调方式进行，市场化程度有限。此次常态化跨区交易机制的推出，正是响应构建全国统一电力市场体系的时代要求，旨在通过统一的交易平台和规则，形成全国范围电力“竞争—协同”新格局。这一政策顺应了国内大循环战略和区域协调发展需求，将电力市场建设提升到新的高度。

1.2国家能源安全与资源优化配置的战略意义

从国家能源安全角度来看，建立跨电网常态化交易机制有助于提升电力系统整体弹性和互济能力。在任何一地出现电力供应紧张时，都可以通过全国市场调配其它地区富余电力支援，缓解区域性缺电风险，保障大电网安全稳定运行。政策批复强调要充分发挥该机制作用，促进电力市场互联互通，提升网间通道利用效率，强化各层次市场衔接协同，保障全国统一电力市场体系高效运行。这意味着通过常态化的跨区交易，可以更充分地利用跨区输电通道的输送能力，把全国发、供、电各环节更紧密地联结起来，提高资源配置效率和供需匹配能力。

在资源优化配置方面，我国各区域电力资源禀赋差异巨大：西北、华北地区煤炭和可再生能源富集，东中部和南方地区负荷中心用电需求旺盛。以往由于受限于区域壁垒和输电通道利用不充分，一些地区出现能源富裕而消纳困难（如西北新能源富余），另一些地区则能源紧缺依赖高成本调峰。

常态化跨区交易使全国范围内电力资源得以按市场信号进行重新配置，把富余的电能送往最需要的地方，实现“全国一盘棋”的优化调度，这不仅提高了能源利用效率，也减少了全国总的发电装机冗余需求。从国家能源安全和经济性看，这一机制有助于降低全社会供电成本、减少浪费冗余，同时增强在极端情况下的互救能力，可谓“一举多得”。

1.3能源转型与绿色发展的助推作用

推动跨电网常态化交易还有利于服务国家“双碳”战略和能源绿色转型目标。我国清洁能源基地主要分布在西部、北部，而中东部和南方是主要负荷和排放集中区域。过去受制于消纳空间有限，西部的风光电等可再生能源经常面临限发。而通过常态化跨区交易机制，西部北部的绿电可以大规模输送到东中部和南方市场，实现“西电东送”、“北电南供”常态化。政策在近期目标中提出“南方绿电送长三角、西北绿电送南方、蒙西绿电送南方”等交易，探索多年期绿电交易，这将显著拓宽可再生能源的市场消纳范围，减少弃风弃光，提高清洁能源占比。

此外，跨区绿电交易结合绿色电力证书机制，有望形成全国统一的绿色电力市场。用户通过市场可以直接采购外地的可再生能源电力并获得绿证，用于自身的绿色消费核证，从而激励更多地区和企业参与清洁能源开发。

总体而言，常态化跨区交易为能源转型提供了市场驱动力，将促进非化石能源在全国范围优化配置，为双碳目标奠定基础，这一机制使得能源转型不再局限于局部试点，而是真正融入全国统一市场，通过市场手段引导资源投向和消费行为朝绿色低碳方向转变。

1.4“常态化”交易机制的突破意义

此次政策的一个关键词是“常态化”，意味着跨区电力交易由过去的不定期、临时性转变为制度化、经常性的运行机制。这一转变具有突破性意义。传统上，跨省区电力支援多以计划调度或临时交易方式开展，例如迎峰度夏/度冬时由政府协调的应急支援、电力援助等，缺乏连续稳定的市场化机制，各区域之间虽有少量市场交易试点，但更多停留在年度合同或专项交易上，市场深度不足。

常态化机制的推出，使跨区交易成为一种常规市场行为，按照固定的规则和频率持续开展。复函要求两网公司在2025年迎峰度夏期间即依托该机制优化电力资源配置、支撑保供，并在年底前实现跨网交易“常态化开市”，这预示着跨区交易将从政策发布起迅速落地并常规化运转，告别过去临时突击的模式。

常态化带来的直接效应是提高市场效率和各方预期稳定性。有了固定的交易周期和平台，发电企业可以提前谋划跨区售电策略，电力用户也能常态获取区外电力资源，市场各方的行为将更加理性、有序。与临时交易相比，常态化交易机制在信息透明度、响应速度和规模效应上都有明显提升，更大程度发挥市场配置作用。

这有助于形成统一、竞争、有序的市场体系：统一是指规则平台统一，全国一张网；竞争体现在更多市场主体跨区竞争购售电，打破区域独占；有序则通过联调联运机制保障交易不影响电网安全和现货平衡。可以说，“常态化”本身就是一次体制机制的重大创新，预示着中国电力市场正迈向更高级的发展阶段。

二、《交易机制方案》解析

2.1中长期电能量交易的三类场景设计

跨电网经营区中长期电力交易被细分为三类典型场景：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。这种分类设计基于不同跨区输电通道和交易目的，以确保交易流程契合各自平衡关系和市场参与者特征，保障两大电网内部市场的完整性和总体电量平衡。

中长期跨网交易遵循“公平对等、分类组织、界面清晰、协同高效”的原则开展，各类交易关口均明确在电网产权分界点，交易中需计入输电费用。下面对三类场景的设计逻辑和区别进行梳理：

上述三种场景各有侧重：

2.1.1大型直流送电侧重服务远距离点对点输电工程，分为计划内配套电源送电和市场化增送电两部分。配套电源指根据政府协议或规划确定由直流输电送往特定受端省份的电源，交易由北交、广交两交易中心联合组织，采用双边协商方式直接签订合同，这部分电量体现了计划优先执行的原则，确保大型直流工程的基础送电任务完成。在满足计划送电之外，大型直流若尚有通道余量，则向市场开放其他电源参与交易。这部分市场化电量允许采用多种交易方式，包括双边协商、挂牌交易和集中竞价，以充分竞争形成价格。

不论何种方式，交易双方（送端的发电企业与受端的购电主体）都分别在各自电网的交易平台上申报，交易关口定在直流工程的产权分界点，北交和广交通过数据交互实现联合出清和结果发布。

值得注意的是，在挂牌交易中按照“摘牌方”所在市场规则出清，而集中竞价则由送出侧市场规则统一出清，这一设计体现了兼顾双方市场规则、公平对等的考量。大型直流交易的周期涵盖年度、月度及月内，未来将进一步缩短周期、提高频次，以提高直流通道利用率。

2.1.2联网工程电能互济场景下，两大电网通过已有的跨区交流联网线路进行电力余缺调剂，包括“网对网”优先计划送电和富余通道市场化交易两种子场景。

优先计划送电是指为落实国家下达的跨省区优先发电计划，以网对网模式在两网间送电，这里通常由受端电网根据国家计划提出购电需求，由送端网内组织电源提供电量，交易可以通过双边协商或挂牌方式完成。例如南方电网某省按照国家计划需要从国家电网区域受电，受端省电网企业在广交平台发起挂牌或要约，送端（国家电网区域）的发电企业或电网企业确认成交，由于这是计划性交易，更多体现为两网公司间的大用户交易模式。

第二类是利用联网通道的富余传输能力开展市场化增量交易。当联网线路在完成计划送电后仍有剩余输电容量时，开放给市场主体进行竞争交易。其交易方式与大型直流富余电量类似，可采用双边、挂牌或集中竞价，申报信息在北交和广交平台共享后由送端侧按照本侧规则统一出清。联网工程交易同样将交易关口定于交流联网线路的产权分界处，确保各自电网内外部边界清晰。

2.1.3相邻省区电源灵活转供是一个较为特殊的场景，指当两网交界地区某一省有发电机组富余，而相邻另一网的省份缺电时，通过停机解列该电源并入对方电网，实现电力跨网转供。比如靠近两网边界的一座电厂，原本送电至国家电网区域，如在特定时期该区域富余、而南方电网相邻省份缺电，则可暂时将该电厂从国家电网侧解列，接入南方电网系统为其供电，这实际上改变了该电源的调度归属，从送端电网平衡转为纳入受端电网平衡。由于这种交易对电网调度影响大，方案要求原则上只通过受端电网的交易机构按照受端市场规则组织中长期交易，不涉及现货市场，即转供电量作为受端现货的边界条件固定下来。

因此，灵活转供更像是一种计划性交易安排，以保证两网的内部平衡和调度关系不被打乱，它一般用于特殊紧急情形下的跨网支援，涉及面相对有限。这一机制的设计充分考虑了电网安全——通过物理切换界面和单侧市场撮合，既灵活调剂电力支援，又不干扰双方现货市场出清。

2.2绿色电力交易机制设计

绿色电力交易是跨电网常态化交易框架下专门针对可再生能源电力的部分，旨在满足各地不断增长的绿电消费需求，促进全国绿证交易市场发展。方案对绿电交易做了单列章节，明确了准入条件、交易方式、绿证价格形成以及特殊的结算原则等。

2.2.1准入条件

参与跨网绿色交易的发电侧必须是单个可再生能源发电项目，并符合电力市场基本规则要求。项目需完成国家可再生能源补贴申报登记，具备精准计量和信息采集条件，包括上网电量、绿电交易电量、自发自用电量的自动采集和绿证核发条件。简言之，只有经过权威认证、具备绿色电力溯源和绿证签发条件的新能源项目，方可参与交易，这确保了交易电量的绿色属性可靠可追溯。用电侧则开放给有绿电需求的电力用户（可由售电公司代理），用户可自主选择报名参与跨网绿电交易。

2.2.2交易方式

绿色电力交易根据需求按不定期开展，方式包括集中竞价、挂牌和双边协议三种，组织形式参照中长期电能量交易流程进行，交易同样考虑跨区输电费用，并由北交、广交共同形成买卖双方一一对应的成交结果，申报信息中包含电量、整体报价（电能量价格+绿证价格之和）、以及拆分的电能量价和绿证价。

其中，在挂牌和双边情况下，绿证价格由交易主体自主申报。监管机构会参考全国绿证单独交易的市场价格，设定合理的绿证价格申报区间并在公告中公布，防止报价过度偏离。

而在集中竞价模式下，则采用特定的价格形成机制：北交和广交分别根据各自绿证交易情况计算一个绿证单独交易的量价，然后取两者的加权平均作为本次跨网绿电交易的统一绿证结算价格，这一价格在交易公告中事先公布。这种“双边市场信息+统一价格”的设计，兼顾了两网市场对绿证价值的认知差异，确保跨网绿电交易双方在同一价格基础上竞争。

2.2.3绿证划转与核发

交易达成后，绿电的环境属性通过绿色证书进行传递和结算。方案要求北交、广交共享绿电交易的溯源信息，共同形成绿电溯源结果；发电企业所在市场的交易机构负责汇总绿证划转台账，向国家能源局申请完成绿证的核发和划转。也就是说，绿证的核发和转移将在国家统一的绿色证书平台上完成，确保购买绿电的用户最终获得相应的绿证凭证，这一流程将绿色电力的交易闭环打通，从电能交易到证书签发，保障了环境权益的准确转移。

2.2.4结算机制（“三者取小”原则）

绿色电力交易在结算环节有一套特殊规则，即绿证结算量按照“三者取小”原则确定。具体而言，由于绿电交易涉及合同电量、用户实际用电量、发电侧实际出力三个变量，为防止出现购买了绿电但未实际消费、或发电侧未按合同全额发电的情况，结算需取这三者的最小值。

操作上，受电方所属电网的交易机构首先比较“绿电合同电量与用户实际用电量”，取两者的较小值，该值代表用户能够消纳的绿电上限，然后发送给送出方交易机构；送出方再将此值与发电侧实际发电量相比，取三者中最小者作为最终绿电结算电量。只有这部分电量对应的绿证价值才能最终结算并划转。

这一“三者取小”规则保证了绿证不被虚标或多发，确保实际消费、发电和合同三方相符，从而维护绿色电力交易的环境真实性和信用。这在机制设计上为绿电交易参与方提供了约束和激励，用户必须真实用电，发电侧需确保发出绿电，否则多余合同部分将无法获得绿证收益。

2.3跨网电力现货交易模式

跨电网常态化交易机制中，电力现货市场的跨区衔接是一大亮点。方案提出在坚持现有电力系统和市场格局的基础上，发挥两网各自现货平台作用，利用跨区输电通道富余能力，实现全国范围电力资源的余缺互济。

具体做法是允许双方市场成员平等参与对方的现货市场，当一方电网存在购电或售电需求时，可前往另一方的现货市场进行买卖交易。交易过程计入必要的输电费用，交易关口设在跨网联络线（大型直流或交流联网工程）的产权分界点。为了协调两大现货市场不同的出清机制和时序，国调中心和南网总调联合设计了两类现货交易场景，按照双方协商的时序开展交易：

场景一：南方电网市场主体参与国家电网省间现货市场

当南方区域有电力富余或短缺，需要与国家电网区域进行交易时，南网的市场成员可通过广州电力交易中心的现货交易平台提交申报；

南方电网总调汇总这些申报后，形成在两网联络线关口处的报价信息，推送至国家电网的省间现货市场平台（由国调中心运营）；

随后，国调中心将南方申报与国家电网内部申报一并纳入统一的省间电力现货市场出清，根据经济排序确定跨区交易的成交电量和分时价格曲线；

得出的跨网现货交易电量（例如南方送出的电力曲线），再由南网总调作为边界条件，纳入南方区域内部的现货市场出清中。

换言之，由国家电网侧先出清，再将结果反馈给南方侧进行内部消纳平衡。通过这种先北后南的出清顺序，南方富余电量可以以市场化方式送入国家电网省间市场，被需要电力的北方或其他省消纳；反之当南方需要电力时，也可从国家电网省间市场购得。整个过程双方协同但不改变各自市场的出清原则，只是在跨区交易量上形成一致的结果。

场景二：国家电网市场主体参与南方区域现货市场

反之，当国家电网经营区的市场成员有需求参与南方电网的现货交易时，则通过北京电力交易中心的现货平台提交申报；

国家电网方面汇总形成联络线关口处的报价信息后，发送至南方区域电力现货平台。；

南网总调将这些跨网申报纳入南方区域现货市场统一出清，得出跨区交易成交电量及价格曲线；

然后国调中心将南方确定的跨区交易电力曲线纳入国家电网的跨省跨区交易计划中予以平衡。

即在这种情况下，由南方侧先出清，然后将结果提供给国家电网侧纳入计划。这样南方电网若有富余电量需求（或缺额），可直接从国家电网侧购电（或售电）并由南网市场决定成交，国家电网再调整本侧平衡。

两种场景实质是双向开放：南方成员可北上交易，国家电网成员也可南下交易，各自按照对方市场规则竞价成交。为了实现这一点，方案强调双方现货市场允许对方市场成员平等参与，打破了原先区域现货市场的参与者边界，这是非常重大的市场开放举措。

跨网现货交易需解决的一个关键问题是两网出清和调度的衔接。方案通过设定统一的交易关口和分阶段出清巧妙解决，无论哪个场景，跨区现货交易都以联络线产权分界点为边界。先由一方市场将该联络线处可能跨送的电量出清出来，再固定为另一方的边界输入，从而实现“先一侧、后另一侧”的协调；而输电费用在申报或结算中被考虑进交易成本，保证跨区交易与本地交易在经济性上是可比的；通过这种双向互济模式，两网可以在日常现货中互相支援，实现余电外送、缺电引入，从而提升全国整体的供需平衡效率。

据近期目标描述，跨网现货交易将从日前市场起步，按日连续开市，实现两网间余缺互济。这意味着每天的日日前市场都会视情况撮合南北之间的交易，相当于全国统一电力市场在短周期平衡层面的雏形已经出现。

2.4安全校核与交易执行机制

在跨区交易中引入市场竞争后，电网安全如何保障是政策设计的重中之重。为此，方案设置了严格的安全校核与执行机制，特别提出“双方取小”原则来平衡交易促进与安全约束。

具体流程是：

对于两网联合组织的跨区中长期交易，在达成预成交结果后，需分别经过两大电网调度机构的安全校核。北交首先将预成交结果按照国家电网经营区的交易规则进行一次协调出清，然后提交国调中心进行安全校核；广交则将预成交结果提交南网总调安全校核；国调和南网总调各自评估本侧电网安全限额（例如输电通道极限、电网稳定约束等）下可执行的最大交易电量，并出具校核意见，若某笔交易在一侧电网存在安全隐患，需要削减电量，则将在校核意见中体现。

接着，由北交、广交根据规则对预成交结果进行调整削减，其中具有通道优先使用权的交易应优先保障（即若涉及国家下达的计划或优先支持的交易，尽量不削减）。

最终，负责出清的交易机构（根据交易类型不同，可能是北交或广交）将双方校核通过的结果按“双方取小”原则汇总生成正式成交结果。

所谓“双方取小”，即对于每一笔跨区交易电量，取两侧电网经安全校核后允许的最小值作为最终成交电量，这样确保交易规模不超过任何一侧的安全极限，在正式结果发布后，北交、广交分别向各自市场成员发布成交通知。

这一机制实现了电网安全与交易公平的权衡：一方面绝不超越安全底线，另一方面在必须调减时双方一致取最小值，避免单方面削减造成的不公平。通过联合安全校核，实际执行的交易电量一定是两网皆可安全容纳的值，从物理上保证了电网运行可靠。

接下来在执行阶段，国调中心、南网总调会同相关省调加强交易执行管理，确保交易计划真正落实到实时运行中。方案明确跨区中长期交易结果必须物理执行，并作为双方各自现货市场运行的边界条件，也就是说，一旦跨区中长期交易确定，日常调度必须保障这部分电能按照约定方向和曲线送达，对应地各侧的现货市场在出清时要将这部分电量视为既定跨区交换，不得随意偏离或削减，这为交易合同的执行提供了制度保障。

同时，对于跨网现货交易，方案要求南方主体参与省间现货时遵循《省间电力现货交易规则（试行）》开展安全校核，国家电网主体参与南方现货时遵循南方现货细则要求校核，这等于重申现货层面的安全约束仍按各自现货规则进行，不因跨区而放松，但总的跨区交易量已由前述机制确保在安全范围内。

2.5交易结算与偏差处理

跨电网交易的结算遵循“统一对账、分别结算”的思路，由两大交易中心联合开展日清月结，但结算依据需依据双方物理执行量分别确认。

按照方案，跨网交易根据调度实际执行结果（即调度计划执行曲线）和关口计量电量进行结算，北交、广交共同完成跨区交易的日清算和月度结算。为此，两网需共享跨区联络通道的计量数据以及大型直流配套电源上网侧的计量数据，并通过平台交互实现数据同步。

具体结算流程是：在每结算周期，由送出方所在电网的交易机构先依据产权分界点处的电能计量数据，汇总计算出该关口处各笔交易实际执行的电量和费用，应收应付情况；然后，这些结算数据通过交易平台传送给对方电网，由对方组织相关市场成员核对确认，并将确认信息反馈回送出方；在双方数据一致后，北交和广交各自出具本侧市场成员的结算单据；需要强调的是，产权分界点结算依据完成时间必须同时满足双方市场规则的要求，意味着结算时效和频率上两网需协调一致，例如，如果一方要求次月5日前结清跨区月度账单，另一方也需相应配合，以免结算周期错配。

关于偏差电量处理，方案原则上按照直流工程或联网工程的产权分界点将两侧偏差截断，各自电网区域内的偏差由各自按照本地市场规则处理。也就是说，在跨网交易执行过程中，如果实际输送电量与合同计划存在差异（无论是发电侧偏差还是用户侧偏差），该差异在产权边界处划分归属：边界以送出方为界，送出方电网内部的发电出力偏差等由当侧电网公司现货或辅助服务机制平衡，受端电网内部的负荷偏差等由当侧电网公司平衡。

这样的安排符合目前两网各自现货和调频调峰体系分开的现实，避免因偏差结算不清引发责任纠纷，不过，这也可能导致跨区交易下双方偏差处理规则不一致的问题。为此，方案提出“双方协商并逐步推动规则对接”，中期目标中也强调要完善跨区交易各类偏差结算机制。

这表明监管层意识到在全国统一市场下，不同区域对偏差电量的价格和分摊机制需要趋于一致，否则可能影响跨区交易的公平性和可持续。未来可能考虑建立全国统一的平衡市场或偏差结算协调机制，使得跨区交易产生的偏差成本在两网之间合理分摊或通过市场透明化解决。

绿色电力交易的结算在偏差处理上更加严格，如前节所述采用“二者取小”+“三者取小”规则确保只有实际发出的绿电并被实际消纳的部分才能计入结算。受端交易机构先对比用户用电量和合同电量取小，并提供给送端；送端再结合发电量取三者之小，最终确定绿证结算量。这一过程确保任何未被实际消费或未实际发出的合同绿电都不会产生绿证，以维护绿证交易的环境价值和公信力。

此外，常规电能量交易由于纳入现货市场平衡，其偏差由各自现货结算，但在结算单上应清晰标明跨区合同部分与偏差部分电量，以方便市场主体核对，在长远的市场融合过程中，建立统一的偏差和平衡结算机制将是关键课题之一。

2.6输电费用机制（闽粤直流政策）

跨区交易不可避免涉及输电费用和损耗的分摊问题。一般情况下，输电费用会以交易阻塞成本或固定费率的方式计入交易出清成本，本次方案中特别对“闽粤直流”输电通道的费用政策做了说明。

闽粤直流是连接福建电网（国家电网辖区）和广东电网（南方电网辖区）的一条重要跨区输电工程，由两网合资建设，具有特殊地位。政策考虑到福建、广东作为直接关联方，应优先受益，在保障闽粤两省间交易优先使用闽粤直流通道的前提下，本着“公平开放”原则，允许该直流通道的富余输送能力用于其它地区之间的跨网交易。

对于非闽粤两省之间利用该通道的交易，暂定收取统一的输电费用：每千瓦每小时2.56分人民币，线损按照上一年度综合线损率折价计算，这一费率由闽粤直流的合资运营公司收取，随后按照50%比例分别抵扣福建、广东两省的输配电固定费用（即容量电费）。

这样的设计兼顾了两省利益和市场公平：一方面，外部交易使用通道要付费且补偿给两省，保障了福建、广东不因开放通道而吃亏；另一方面，统一费率和损耗折价提供了透明的成本信号，交易双方可以在报价中考虑这部分费用，确保经济可行。这种输电费收取方式相当于一种简化的“过网费”机制。

值得注意的是，方案同时提出要研究适应全国统一电力市场的输电权交易机制，争取在保障闽粤两省利益前提下提升输电通道利用效率，近期目标也提到力争年底前开展闽粤直流输电权交易试点。这意味着未来可能通过市场竞价方式分配闽粤直流的输送能力，而非固定费率，使得稀缺的跨区输电通道容量能够被价值最高的交易占用，从而提高整体效率。

输电权交易也是国际上成熟电力市场常见的做法，预示我国将探索建立跨区输电容量的市场化分配机制。这不仅针对闽粤直流，未来其他跨区通道（如西电东送的特高压线路）也可能引入类似机制改革，逐步替代当前按计划审批或固定费率的做法。

总体而言，输电费用机制改革旨在平衡输电投资收益与市场开放：既保障输电资产所有者的合理回报和当地利益，又不让过高的输电费阻碍跨区交易开展。

2.7技术平台与全国共享注册

制度的落实离不开技术支撑，方案中要求两大电网公司同步完善交易平台功能建设，确保跨网交易的信息流转和处理高效可靠。

具体措施包括制定详细的信息交互清单、统一的数据格式标准和接口规范，实现两网交易平台的互联互通。这实际上在技术层面打通了北交与广交、电网调度与交易系统之间的壁垒，让跨区交易从申报、出清、安全校核、到结算的各环节信息能实时无误地交换，这种平台级联通为跨区交易协同高效开展奠定了基础。

最具突破意义的是提出实现市场成员“一地注册、全国共享”。过去，不同区域电力市场各自为政，发电企业、售电公司等如果想跨区参与交易，往往需要分别在多个区域注册，提交重复的资质审查资料，过程繁琐且存在进入壁垒。现在方案要求两网明确市场注册共享的信息格式，建立跨区客户服务机制，当市场成员存在跨区交易需求时，其在一地登记的信息可推送至另一地，直接取得参与资格，这将极大地方便市场主体跨区参与交易，降低市场进入成本，真正打破地域藩篱。

当然，“一地注册、全国共享”在实施中也面临一些挑战。例如两网当前市场管理平台的用户管理模块需要改造对接，不同区域对信用评级、保证金缴纳、合同管理等细节规定也需统筹协调。

此外，为防范潜在的市场风险，跨区市场成员的信息共享必须确保真实准确，监管机构可能需要建立统一的市场主体信用与行为监测系统，一旦这些技术和管理问题得到解决，全国统一电力市场的技术基础就基本夯实。届时，无论市场主体身处何地，都可以像进入本地市场一样便捷地参与全国电力交易，这将大大提高市场的流动性和竞争性。

三、对市场参与主体的影响与策略建议

3.1发电企业：传统与新能源的机遇与风险

对于发电企业而言，跨电网常态化交易机制既带来新机遇，也伴随挑战。传统煤电等化石能源发电企业将面对更大范围的市场竞争，以往地区壁垒在一定程度上保护了本地燃煤机组的利用小时，现在外部低成本电源（例如蒙西煤电或西南水电）可以常态化进入本地市场竞价，可能挤压高成本机组的出力空间。这对效率偏低、成本偏高的火电机组形成倒逼，促使其优化成本或转型调峰辅助角色。

另一方面，传统电源也迎来拓展外部市场的机会。例如西北的富余煤电机组可以通过跨区交易打入南方市场，在平时低负荷时段输出富余电力，提高设备利用率和盈利水平；同样，南方部分高效燃气机组也可能在北方新能源高峰时段承担跨区支援，获取额外发电收入。传统电厂需要针对全国市场研判供需形势，积极寻找跨区长协或现货机会，避免局限于本地电量消纳，一些竞争力强的企业甚至可以与异地用户直接签订长期跨网购售电协议，实现“点对网”直供，锁定稳定收益。

新能源发电企业（风电、光伏等）无疑是这一机制的直接受益者。由于新能源具有输出不均衡、地域分布不匹配负荷的特点，全国统一市场为新能源消纳提供了更广阔空间，为新能源发电创造实实在在的增量收益。

此外，通过绿电交易获得的绿证收入也是新能源企业新的利润点。在跨区绿电交易中，新能源发电不仅卖出了电能量，还卖出了环境价值，绿证价格由市场形成（在集中竞价时由两网绿证市场加权均价决定），可以反映出用户对绿色属性支付的溢价，这激励新能源企业优化发电计划，尽可能在用户需要的时候发力上网，以获取更高绿电溢价。

当然，新能源参与跨区交易也需应对波动性带来的风险。比如由于气象原因导致发电达不到合同电量，将触发前述“三者取小”规则削减结算电量，企业可能无法收全预期收益，因此新能源企业在签订跨区长协时应更加谨慎，考虑出力不确定性，并积极参与现货市场进行盈亏对冲。同时，由于补贴政策等影响，在交易中还需披露项目是否享受国家可再生能源补贴，这关系到绿电价值的界定，企业需要根据自身成本和补贴情况灵活报价。

3.2电网企业：从输配垄断向市场平台的角色转型

对于国家电网和南方电网两大电网企业而言，常态化跨区交易机制意味着其角色定位正发生深刻变化：从传统意义上的区域输配垄断者向全国电力交易的平台服务商转型。

一方面，电网企业过去在各自经营区内几乎拥有对电力资源配置的完全主导权，跨区交易多由行政指令或内部协议决定，而在统一市场框架下，电网公司必须让渡出相当一部分资源调配权给市场，通过交易平台和市场规则来引导电力流动。

这要求电网企业转变思维，更加中立地运营交易平台，维护公平开放的交易秩序，充当“裁判员”而非“运动员”。复函中明确要求两网公司深化合作，充分发挥常态化交易机制作用，促进互联互通和提升通道利用效率。可见监管层希望电网企业积极作为，通过协同搭建平台来创造价值，而不是通过垄断限制竞争来获利。

另一方面，跨区交易规模扩大也为电网企业带来新的业务增长点和挑战。在业务上，跨区输电通道的利用率提升将增加输电服务收入，例如闽粤直流等通道的过网费收益，虽然政策对费率有管控，但交易规模扩大总体利好电网输电资产的盈利能力；同时，跨区交易所需的辅助服务（调频调峰等）需求可能增加，电网企业可以通过提供这些系统服务获取补偿。

但也存在挑战：跨区大范围电力流动可能引发新的安全稳定问题，需要电网公司投入更多技术手段保障大电网安全，包括动态安全校核、广域保护等；另外，随着市场化交易深入，电网公司的输配电定价机制需要同步调整，否则在统一市场中难以公平体现输电价值，这也是为何政策提出研究输电权交易机制的原因。未来电网公司可能从“按照政府核定收取输电费”逐步转向“通过市场竞价出售输电容量”的模式，这对电网公司的市场化运营水平提出更高要求。

综上所述，电网企业应当拥抱这一转型契机，重塑自身定位。

首先要加强平台运营能力。完善交易平台功能、安全稳定运行系统，与对方电网实现IT系统无缝对接，确保交易组织高效，这是当务之急。

其次，要建立协同调度机制。两网的调度机构需要保持高频的信息沟通和联合演练，在突发情况下协同采取措施保障跨区交易执行，否则一方故障可能殃及另一方。

再者，电网企业应推进规则融合。主动清理不合理的区域壁垒规则，与对方一道制定全国统一的市场准入、交易、结算标准，为长远市场一体化打基础。

最后，在企业文化上也需转变。从强调资产规模、供电量的传统考核，转向强调市场服务质量、交易电量规模等，把自身利益与市场繁荣绑定。

以上各点，将使电网公司真正成为电力要素流通的枢纽型企业，在新时代担当起新的使命。

3.3电力用户：采购权与绿色用能机会

跨电网常态化交易对电力用户（尤其是大用户）和代理其购电的售电公司打开了全新的采购格局。

首先，大型电力用户获得了跨区域直接采购电力的选择权。以前用户通常只能从所在区域的电厂或电网购电，如今通过全国统一交易平台，可以自主选择全国范围内的电源进行购电竞价。比如说华东地区的工业用户可以在绿电交易中购买来自西北的风电，或在中长期市场上锁定蒙西的廉价煤电作为生产用电，这使用户能够利用不同区域的资源禀赋差异来优化用能成本，当本地电价高企时，引入外电有助于降低成本；反之本地低价时亦可固守，尤其对于高耗能产业和参与市场化交易的大工业用户来说，全国市场提供了更多低成本电力来源，有利于提升其国际竞争力。

其次，用户的绿色转型机会明显增加。以往即便企业有意愿使用清洁能源，也受限于本地可再生能源供应不足，而现在通过跨网绿电交易，企业可以方便地购买外地的可再生能源电力，并获取官方认证的绿色电力证书，实现其可再生能源消费目标，这对于有节能减排考核、ESG责任的用户而言价值重大，企业甚至可以与特定新能源项目签订长期跨区绿电合同，在锁定能源成本的同时锁定绿证，以满足长期的绿色用能承诺。

此外，在现货市场开放的情况下，一些灵活用电的大用户还能参与跨区现货交易，利用自身负荷调节能力在全国范围“低价买电、高价让电”，实现需量管理和收益创造。比方说某些可中断负荷企业可在南方缺电高价时减少用电将电让出，获得补偿，在北方低价富余时多用电，实现套利。这些都需要全国统一市场的平台支持，如今正逐步成为现实。

当然，机遇伴随挑战。跨区购电涉及更复杂的市场环境，电力用户需要提升专业能力或者依托更专业的售电公司，因为参与全国市场意味着要关注不同区域的电价走势、政策差异以及输电费用影响；同时，跨区交易合同的执行和偏差责任划分较为复杂，一旦出现偏差需要弄清是在送端还是受端承担费用，这些都对用户或其代理方提出了更高的专业要求。

因此，电力用户应选择资质好、经验丰富的售电公司作为代理，或者内部培养能源管理团队，及时把握市场机会并管控风险。总体来说，常态化跨区交易为用户赋予了更多用能自主权，让用户从过去的被动接受电网供电，转变为可以主动决策采购来源和性质，在市场中获得收益，这正是建设统一大市场以促进要素优化配置、增强用户获得感的体现。

3.4售电公司：能力要求与业务转型

售电公司作为连接发电侧与用户侧的市场中介，将在跨区交易时代扮演更加重要且复杂的角色。

一方面，跨区交易扩大了售电公司的业务范围和潜在客户群。原先售电公司大多局限服务于单一省级或区域市场，现在客户可能希望其代理在全国范围寻求最优购电方案。因此，有远见的售电公司可布局全国，在两网交易平台都注册备案，通过“一地注册、全国共享”机制跨区域开展售电业务。这使得售电公司的竞争也从本地化走向全国化，市场份额重新洗牌：那些具有全国资源整合能力的售电公司，将能吸引希望跨区购电的大型用户，从而做大规模。相反，经营思路守旧、缺乏跨区交易能力的售电公司，可能在激烈竞争中被淘汰。

另一方面，售电公司的专业能力和风控要求显著提高。跨区交易涉及不同电价体系、复杂的输电费用和结算规则，需要售电公司具备更强的市场研判和组合优化能力。比如为某大型用户制定全年购电方案时，售电公司可能要综合考虑来自西北的火电长协（价格低但需承担输电费）、本地区现货市场（价格波动大但无输电成本）、以及阶段性参与南方绿电交易（价格略高但有绿证收益）等多种选择，设计出成本最低、风险可控的组合。这类似一个电力投资组合管理的问题，要求售电企业拥有专业的交易员和分析师团队，实时跟踪各地市场信息并进行决策。

此外，跨区交易的合同与结算复杂度提升，售电公司需要强大的IT和结算系统，确保合同电量、偏差、电费、电证等各项清晰核算，不出纰漏。

风险方面，售电公司还需应对信用和履约风险的新考验。在跨区交易中，如果售电公司代理用户购买外地电力却因用户原因无法消纳全部电量，可能产生违约费用或结算纠纷；反之如果发电侧未履约也可能给售电公司带来损失，由于牵涉两网规则，纠纷解决和清算流程更复杂，售电公司必须有足够的资金和信用缓冲来应对。

这就要求售电公司加强合同管理，与上下游签订合同时明确偏差责任划分，并可能利用金融工具对冲价格波动风险，未来随着市场发展，售电公司或许也能利用电力期货、远期绿证交易等衍生品进行风险管理，这需要其具备金融思维和工具运用能力。

综上，售电公司应把握跨区交易带来的业务转型机遇。从区域电力经纪人升级为全国能源供应商，提供更综合的能源服务；同时内功上苦练本领，包括市场分析、风险控制、合同法务和IT系统建设等；在政策层面，也建议监管给予售电公司更多培训支持和信息透明度，提高其整体素质，促进行业优胜劣汰，打造出能够适应全国统一电力市场的高水平售电服务商队伍，这将有助于最终实现市场以用户为中心、充分竞争且健康有序的发展目标。

四、未来展望、风险评估与政策建议

4.1分阶段实施路径与目标

跨电网常态化交易机制的推进将是一个循序渐进的过程。政策制定了清晰的三阶段目标：近期（2025年）、中期（2026-2029年）和远期（2030-2035年），分阶段逐步深化市场融合。这种路线图式实施有助于在保证电网安全和市场稳定的前提下，有计划地扩大跨区交易规模和范围。各阶段的主要任务和预期成果总结如下：

从以上阶段目标看，政策规划非常务实。

近期阶段聚焦于奠定基础、试点探索。以双边和挂牌这两种相对简单的交易方式切入市场，以年度/月度为主要周期熟悉跨区交易流程；同时，在绿电和输电权等新事物上先行试点，为下一步扩展积累经验，如选择闽粤直流开展周内按需交易和输电权试点，就是因为该通道技术成熟且两网合资，具备实验条件；在现货上则从日前市场开始，因日前市场相对日内、实时更易管理风险，并且要求在2025年底前实现交易平台互联，打通技术关节；这些目标总体来看挑战较高但可实现，尤其考虑到2025年迎峰度夏电力保供的紧迫性，政策已要求该机制当年就投入保供实践。

可以预见，在今年夏季高峰期间，两网将利用直流通道安排跨区支援，以检验机制效果，这种快速落地也反映出国家对电力保供和市场建设“两手抓”的态度。

中期阶段（2026-2029）着重在扩大规模和深化市场方面。随着更多跨区工程投运（如川藏、金沙江下游水电外送特高压等），跨网交易物理基础加强，因而目标是实现更高频、更广泛的交易，从月度扩展到周、日连续市场，吸引用户侧参与，使市场交易电量规模上一个台阶。

这需要在规则和技术上做大量工作，比如按工作日连续开市意味着交易基本变为滚动日竞、周竞，需要更加精细的交易品种设计和IT支持；用户侧参与则涉及电力零售市场的配套改革；中期还强调完善偏差结算，这将是市场融合的关键步骤，预计这几年会推出统一的偏差价格结算机制甚至全国平衡市场试点，以解决跨区调频调峰协调问题。

如果中期目标顺利实现，届时跨区交易频繁，规则差异缩小，市场主体自由进出，资源基本按市场优化配置中国电力市场将迈入准全国统一市场阶段。

远期阶段（2030-2035）则描绘了最终愿景。真正实现两网市场的融合同一。届时，不再有显著的规则差异和壁垒，两网交易可能融合为一个市场或至少实现无缝衔接。这可能意味着，北交和广交的角色从分别服务两大区域，转变为共同运营一个全国市场的平台；或者两网虽机构仍在，但执行完全一致的规则，市场成员感觉不到区别。

如期实现这一目标需要解决深层次问题，包括：监管和运营体系可能需要统一管理（如设立全国电力市场调度协调机构），市场规则立法层面统一，以及电网公司的运营模式调整等。这些都不是易事，但远景目标给出了明确方向，预示着我国电力体制改革将在2030年代迈向全面市场化和一体化的新阶段。

4.2风险分析

尽管蓝图美好，在推进过程中仍需高度关注并防范以下风险：

4.2.1价格波动风险

跨区交易放开后，不同区域电力供需差异将通过市场价格传导，可能带来价格的较大波动。一方面，高价区引入低价区电力会压低本地价格，低价区电力外送又会推高输出地价格，全国价格逐步趋于联动，这对缺乏风险对冲工具的市场主体（特别是终端用户和发电企业）是一大挑战；另外，过快的价格波动可能引发部分企业经营困难甚至冲击地方经济稳定。因此，需要完善价格上限下限机制、加强现货市场监管，并培育电力金融衍生品来平滑价格风险。

4.2.2市场结算与信用风险

跨两网交易涉及市场主体更多、链条更长，任何一环违约都会放大风险。例如售电公司欠费、发电企业未履约、用户临时退出合同等情况，可能造成跨区结算对账困难，甚至引发连锁违约，由于牵涉跨区域，清算追索和违约处置的难度更大。这需要建立跨区交易信用体系，两网共享信用评价和风险预警信息，对参与主体资质严格把关，同时引入保障金、风险准备金等措施防范结算违约。

方案批复也要求及时跟踪市场运营、加强信息披露和报送，做好应急预案，切实防范市场风险，正是对此类信用风险的警醒。

4.2.3电网安全风险

大规模跨区交易对电网安全运行提出更高要求。如果某一区域市场价格极高导致大量电力突然向该区输送，可能使跨区通道满载甚至过载，冲击电网稳定；此外，大范围并网也带来频率、电压控制的新挑战；虽然有安全校核“阀门”，但实际运行中仍可能出现未预料的安全隐患（例如突发故障导致承诺的跨区支援无法兑现）。

为防范此风险，需要电网调度部门加强仿真和预研，制定联络线紧急控制策略；同时建立跨区应急调度交易机制，在极端情况下可以绕开常规市场快速支援。复函已要求完善跨省跨区应急调度价格机制和结算管理，说明监管层已意识到这一问题，需提前布防。

4.2.4机制衔接风险

在市场融合过渡期内，不同区域之间规则、政策衔接不畅可能引发种种问题。例如北方现货和南方现货的出清结果如何结转，如果时间节奏、计算方法不协调，可能出现交易执行矛盾；又如绿证、电力现货、中长期交易三者之间如何协调（绿电合同作为现货边界、电量不重复计算等）也需要精细设计；还有输电计划与市场计划如何衔接，计划外临时支援是否纳入市场范畴等。以上问题如果衔接不好，可能出现市场紊乱或套利漏洞，损害公平。

解决之道在于加强顶层设计和模拟演练，在推行新机制前充分校验各种场景下的衔接情况，同时两网公司和监管机构应建立联合工作组，及时协调解决跨区市场运行中出现的新问题，动态完善规则体系。

4.3政策优化建议

针对上述远景目标和潜在风险，提出以下政策完善和配套建议：

对于南网和国网的一些差异，可以在融合初期采取“兼容并包”思路，允许两套规则并行，市场主体任选其一参与，但随着时间推移收敛为单一规则。监管部门应主导编制全国统一电力市场的规则框架和时间表，确保融合有章可循、按部就班，实现所述远景。

4.3.5健全监管与协调机制

在全国统一市场体系成型过程中，建议成立跨区电力市场协调监管委员会，由国家发改委、能源局牵头，吸收两网公司、电力交易中心和市场专家参与，专门协调两网市场对接过程中遇到的问题，推动制度创新和纠纷调处；同时，加强对市场操纵、垄断行为的监测，防止在跨区交易中出现新的市场势力和不公平竞争；此外，应加快出台相关法律法规，为全国统一电力市场保驾护航，包括跨区交易合同的法律效力、违约处理、争议仲裁等规则的明确，使市场有稳定预期。

总之，跨电网经营区常态化电力交易机制的推出，是中国电力市场改革进程中的里程碑。通过宏观层面的战略引领、中观层面的机制创新、微观层面的主体互动，再辅以持续的风险管控和政策优化，中国有望在未来十年内建成统一开放、竞争有序、运行高效的全国电力市场体系。

在这一进程中，各方需要保持协同推进、理性参与，既要大胆创新又要稳妥审慎，确保电力安全与市场发展的平衡，展望未来，一个全国联网、资源优化配置、清洁高效的电力市场，将为中国能源转型和高质量发展提供强大的动力支撑。

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