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“跨省跨區(qū)電力交易價(jià)格政策不夠完善。例如，青豫直流、藏東南送廣東輸電線路已規(guī)劃好，但（送受端）接受的價(jià)格差距很大?！?br/>

日前，由中國(guó)能源研究會(huì)和中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)主辦、自然資源保護(hù)協(xié)會(huì)(NRDC)支持的“2025電力低碳轉(zhuǎn)型年會(huì)”在北京舉行。中國(guó)能源研究會(huì)特邀首席專家、雙碳產(chǎn)業(yè)合作分會(huì)主任黃少中在會(huì)上作出上述表述。

他舉例稱：“比如送端送出去的電價(jià)是0.45元/度，受端0.4元/度都接受不了，甚至更少?！?/p>

出現(xiàn)這一交易定價(jià)矛盾的原因在于，送受端有不同的訴求。例如，受端的訴求是要穩(wěn)價(jià)、增綠、保供，送端則是要回收投資成本，滿足輸送通道的綠電比例。

據(jù)公開信息，青豫直流起于青海海南州，止于河南駐馬店市的工程，總投資約226億元，已于2020年12月30日投運(yùn)；藏東南送粵港澳大灣區(qū)特高壓直流輸電工程的動(dòng)態(tài)投資為531.68億元，于2025年7月獲得國(guó)家發(fā)改委核準(zhǔn)，計(jì)劃于“十五五”期間建成投產(chǎn)。

跨省跨區(qū)電力交易是實(shí)現(xiàn)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)建設(shè)目標(biāo)的關(guān)鍵路徑。2022年，中國(guó)明確提出要建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系。

2025年7月，國(guó)家發(fā)改委公布《關(guān)于跨電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū)常態(tài)化電力交易機(jī)制方案的復(fù)函》，要求國(guó)家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司依托跨電網(wǎng)常態(tài)化交易機(jī)制實(shí)現(xiàn)電力資源優(yōu)化配置，標(biāo)志全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)建設(shè)按下加速鍵。

國(guó)家能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，今年上半年，全國(guó)累計(jì)完成電力市場(chǎng)交易電量2.95萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)4.8%。其中，跨省跨區(qū)交易電量6707億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)18.2%，占比約22.73%。

此次“2025電力低碳轉(zhuǎn)型年會(huì)”發(fā)布了報(bào)告《提升區(qū)域電力互濟(jì)能力，促進(jìn)新能源高比例發(fā)展》（下稱《報(bào)告》），以西北地區(qū)為案例，針對(duì)提升區(qū)域電力互濟(jì)能力等問(wèn)題進(jìn)行了剖析。

西北地區(qū)是中國(guó)新能源發(fā)展?jié)摿ψ畲蟮牡貐^(qū)。截至2024年年底，西北地區(qū)新能源裝機(jī)已經(jīng)突破3億千瓦，占全國(guó)總量的35%，西北電網(wǎng)占全國(guó)新能源總裝機(jī)容量的21.63%。

西北電網(wǎng)也是中國(guó)外送規(guī)模最大的送端區(qū)域電網(wǎng)，截至今年6月底，已建成特高壓直流通道14回，總?cè)萘窟_(dá)到8671萬(wàn)千瓦。

國(guó)網(wǎng)能源研究院發(fā)布的《中國(guó)新能源發(fā)電分析報(bào)告2025》顯示，截至2024年底，全國(guó)已建成42條特高壓輸電通道。

根據(jù)西北五省(區(qū))發(fā)改委、能源局信息顯示，新疆-川渝、陜北-安徽、甘肅-浙江等三條特高壓直流已經(jīng)進(jìn)入全面建設(shè)階段，有望在2025-2026年投產(chǎn)。陜北-河南、陜北-武漢、河西-浙江、巴丹吉林-四川、青海-廣西、青海-廣東等多條規(guī)劃特高壓直流通道正在穩(wěn)步推進(jìn)。

根據(jù)《報(bào)告》，西北地區(qū)已建成的多條特高壓外送通道中，實(shí)際輸送能力未達(dá)預(yù)期，部分受端電網(wǎng)接納能力不足，導(dǎo)致通道利用率偏低。

《報(bào)告》提出，目前，跨省跨區(qū)中長(zhǎng)期交易價(jià)格多以政府間合作框架協(xié)議形式明確，一般以受端省省內(nèi)市場(chǎng)交易平均價(jià)或燃煤基準(zhǔn)價(jià)扣減輸電價(jià)格協(xié)商確定。但是，受供需情況、經(jīng)濟(jì)發(fā)展、市場(chǎng)水平電力曲線等多種因素的影響，存在市場(chǎng)價(jià)格協(xié)調(diào)形成困難的問(wèn)題。

與此同時(shí)，送受端省份協(xié)商中長(zhǎng)期送電價(jià)格，通常參考受端燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)，由于煤電容量電價(jià)機(jī)制的建立導(dǎo)致燃煤基準(zhǔn)價(jià)有所調(diào)整，跨省跨區(qū)中長(zhǎng)期交易電價(jià)格需要考慮此類因素，配套電源的調(diào)節(jié)成本應(yīng)由受端予以疏導(dǎo)，以市場(chǎng)化方式形成價(jià)格。如果調(diào)節(jié)成本難以疏導(dǎo)，可能造成收益空間小甚至經(jīng)營(yíng)虧損，影響發(fā)電主體投資積極性。

《報(bào)告》還指出省間市場(chǎng)價(jià)格高于省內(nèi)市場(chǎng)價(jià)格的倒掛現(xiàn)象。

這主要是由于輸配電價(jià)推高成本和計(jì)劃送電與現(xiàn)貨市場(chǎng)脫節(jié)所致。西北送端與東部受端中長(zhǎng)期價(jià)格包括送端發(fā)電價(jià)、跨省輸電價(jià)及受端輸配電價(jià)，導(dǎo)致落地價(jià)高于本地交易價(jià)。

同時(shí)，跨區(qū)交易價(jià)格往往執(zhí)行政府協(xié)議，與受端省份電力市場(chǎng)價(jià)格脫節(jié)。2024年以來(lái)煤炭?jī)r(jià)格持續(xù)處于低位導(dǎo)致煤電基準(zhǔn)價(jià)普遍下浮，東部負(fù)荷中心光伏、風(fēng)電裝機(jī)量的快速增長(zhǎng)，使得廣東、山東、江蘇、浙江等電力需求大省電力市場(chǎng)價(jià)格持續(xù)下行，某些時(shí)段甚至出現(xiàn)負(fù)電價(jià)，進(jìn)一步加劇了價(jià)格倒掛現(xiàn)象。

多位電力交易中心負(fù)責(zé)人對(duì)跨省跨區(qū)電力交易中送受端協(xié)同的難度深有體會(huì)。

南方能源監(jiān)管局市場(chǎng)監(jiān)管處原處長(zhǎng)、廣州電力交易中心原總經(jīng)理助理盧勇表示：“各方面的訴求協(xié)調(diào)極其艱難，我們做了很多協(xié)調(diào)工作，通過(guò)市場(chǎng)化建設(shè)減少了很多行政性的干預(yù)?！?/p>

江蘇電力交易中心有限公司董事長(zhǎng)柳惠波稱，電力整體供需形勢(shì)已發(fā)生變化，從此前的全年供需偏緊到現(xiàn)在的局部時(shí)段趨緊，尤其是省內(nèi)的市場(chǎng)化價(jià)格在逐漸下降，相對(duì)應(yīng)的區(qū)域外的電價(jià)就可能產(chǎn)生一定的價(jià)格差。這些因素對(duì)送受端如何平衡好這樣的關(guān)系提出了挑戰(zhàn)。

除了送受端價(jià)格難協(xié)調(diào)外，西北地區(qū)電力跨省跨區(qū)交易還面臨外送需求增長(zhǎng)與通道不足的矛盾，以及送受端曲線匹配困難、中長(zhǎng)期交易價(jià)格協(xié)商效率低、送受端市場(chǎng)主體參與跨區(qū)交易受限等挑戰(zhàn)。

國(guó)家發(fā)改委、能源局2022年2月發(fā)布的《以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點(diǎn)的大型風(fēng)電光伏基地規(guī)劃布局方案》顯示，到2030年，內(nèi)蒙古、新疆、青海等七省區(qū)規(guī)劃建設(shè)4.55億千瓦風(fēng)光基地。

《報(bào)告》稱，截至2025年6月，西北電網(wǎng)外送能力僅8671萬(wàn)千瓦，相較于西北地區(qū)快速增長(zhǎng)的新能源裝機(jī)，現(xiàn)有外送通道明顯不足。

此外，西北地區(qū)送端省份新能源發(fā)電波動(dòng)性與省內(nèi)調(diào)節(jié)能力不足并存，跨省交易面臨價(jià)格機(jī)制不完善、輸電成本分?jǐn)偁?zhēng)議等問(wèn)題。中東部地區(qū)對(duì)綠電需求增長(zhǎng)，但消納責(zé)任權(quán)重分配、跨省綠電環(huán)境價(jià)值認(rèn)定等機(jī)制尚未健全，制約了綠電交易規(guī)模的增長(zhǎng)。

目前，西北地區(qū)新能源占跨區(qū)域輸電比例仍然不高。

2024年，西北電網(wǎng)新能源外送電量達(dá)到1005億千瓦時(shí)，首次突破1000千瓦時(shí)，但占全年外送電量比重約為25.12%，遠(yuǎn)未達(dá)到50%的預(yù)期?，F(xiàn)階段僅有青豫直流為清潔能源為主的通道，其余多數(shù)輸電通道煤電占比均超過(guò)50%。

針對(duì)上述問(wèn)題和挑戰(zhàn)，《報(bào)告》從建設(shè)特高壓直流通道、完善跨區(qū)電力市場(chǎng)機(jī)制體制、價(jià)格政策等方面提出幾點(diǎn)建議。

其中包括：為解決送受端省份關(guān)于配套調(diào)節(jié)電源容量電價(jià)分?jǐn)偯軉?wèn)題，建議建立跨省跨區(qū)調(diào)節(jié)資源交易市場(chǎng)；送受端省份建立“保障小時(shí)數(shù)固定電價(jià)+增量部分市場(chǎng)價(jià)格”模式；建立與新能源相對(duì)應(yīng)的動(dòng)態(tài)的輸配電價(jià)機(jī)制，減少省間價(jià)格長(zhǎng)期高于省內(nèi)價(jià)格的不平衡問(wèn)題等。