中國儲能網(wǎng)訊：2025年8月，新疆華電天山發(fā)電有限公司、新疆重能電力開發(fā)有限公司正式簽訂坤渝直流配套電源聯(lián)營協(xié)議，標(biāo)志著我國首條“沙戈荒”新能源基地外送特高壓直流正式“進場”。
新疆之外，與華北電網(wǎng)僅通過4回500千伏線路聯(lián)接的內(nèi)蒙古西部電網(wǎng)（以下簡稱“蒙西電網(wǎng)”）外送能力僅為420萬千瓦，加大電網(wǎng)規(guī)劃、暢通外送渠道也是其多年的訴求。
當(dāng)前，以“三北”地區(qū)“沙戈荒”為重點的大型風(fēng)電光伏基地（以下簡稱“大基地”）是我國新能源發(fā)展的主陣地。據(jù)《國家電網(wǎng)報》報道，截至2024年底，第一批“沙戈荒”基地建成9199萬千瓦、投產(chǎn)9079萬千瓦。
這些電源所發(fā)的大部分電量將通過國家電網(wǎng)公司“22交17直”39項特高壓工程和南方電網(wǎng)公司“8交11直”19項500千伏及以上輸電工程（以下簡稱“大通道”）送出。公開信息顯示，“十五五”期間，我國每年還有望開工“4直2交”特高壓工程。
大基地和大通道共同構(gòu)建起“十五五”及此后更長時間里全國統(tǒng)一電力市場的物理脈絡(luò)。
新的“骨架”加速成長，支撐電力資源流動的機制也迫切需要創(chuàng)新。為煤電、水電外送時代設(shè)計的“計劃電”模式逐漸難以適應(yīng)波動的新型電力系統(tǒng)，“市場電”應(yīng)運而生。然而，隨著全國范圍內(nèi)的新能源快速發(fā)展和供需形勢變化，跨省跨區(qū)電力交易開始面臨“價格倒掛”挑戰(zhàn)——送端?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市，下同）的上網(wǎng)電價加上輸電費等費用之后，經(jīng)常高于受端省（自治區(qū)、直轄市，下同）的省內(nèi)市場交易均價，導(dǎo)致交易協(xié)商困難、投資回收受阻。
引入聯(lián)營交易機制，正是破解跨區(qū)跨省電力外送消納的一種嘗試。與之相關(guān)的省級、區(qū)域電力市場交易和輸電線路價格機制應(yīng)向何方前行？電力市場能否以“一己之力”撐起國家能源戰(zhàn)略規(guī)劃？在全國統(tǒng)一電力市場即將初步建成之際，市場建設(shè)者依然在尋找答案，追求更優(yōu)解。
形成“中間態(tài)”
目前，大基地集中分布于我國“三北”地區(qū)。除了已基本建成投產(chǎn)的50個項目以外，規(guī)劃總裝機規(guī)模為4.55億千瓦的第二批項目于2022年2月啟動，計劃于2030年建成。第三批大基地項目建設(shè)也在加快推進。
然而，可再生能源富足的地區(qū)，工業(yè)基礎(chǔ)普遍相對薄弱。以西北為例，2024年，西北五省（區(qū)）全社會用電量約為1.1萬億千瓦時，僅占全國總用電量的約11%。這導(dǎo)致西北地區(qū)新能源大發(fā)時，本地?zé)o法充分消納。長期以來，“西電東送”是支撐我國可再生能源發(fā)展的戰(zhàn)略。隨著南方大型水電資源開發(fā)進入瓶頸期，南北互濟格局初現(xiàn)。
2025年2月26日，國內(nèi)規(guī)模最大、總投資最大、新能源占比最高的大基地——青海省柴達木格爾木東沙漠基地電源項目開工。項目建成投運后，每年可通過全國首條跨省跨經(jīng)營區(qū)特高壓外送通道“青桂直流”向廣西輸送約365億千瓦時清潔能源，相當(dāng)于廣西2024年全社會用電量的14%。
2025年6月13—30日，來自甘肅、青海、內(nèi)蒙古等地及華北直調(diào)的風(fēng)光新能源，通過坤渝直流、長南Ⅰ線、江城直流等輸電通道被輸送至廣東，為廣東省內(nèi)數(shù)據(jù)中心、外貿(mào)企業(yè)等重點用戶提供綠色電力保障。多位受訪者認為，未來“西電東送+南北互濟”的格局將更加顯著。建立什么樣的機制，才能充分發(fā)揮這些新電源、新通道的潛力？
早在新一輪電力體制改革啟動初期，跨省區(qū)送受電模式就已開啟市場化模式探路。2016年，云南與廣東在全國首次采用“計劃+市場”模式簽訂“十三五”送電框架協(xié)議，通過市場化機制擴大水電送電規(guī)模。目前我國已形成以省間中長期交易為“基本盤”，省間現(xiàn)貨交易進行“余缺互濟”，區(qū)域市場推動“區(qū)域協(xié)同”，跨經(jīng)營區(qū)交易補足“關(guān)鍵拼圖”的多層次格局。
在國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)采用的省間市場模式下，省間中長期交易決定基本合理的能量配置流向，年、月、周、周內(nèi)等不同時間維度的交易在我國電力資源優(yōu)化配置中起到穩(wěn)定中長期供需預(yù)期、調(diào)劑季節(jié)性余缺、平抑新能源波動性等作用。省間現(xiàn)貨交易則在省間中長期交易的基礎(chǔ)上，作為促進平衡和消納的補充措施發(fā)揮重要作用。
以南方區(qū)域電力市場為代表的區(qū)域電力市場則通過“聯(lián)合出清、兩級運作”實現(xiàn)全區(qū)域全模型優(yōu)化。
2025年7月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于跨電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)常態(tài)化電力交易機制方案的復(fù)函》，推動打破國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)間電力市場的分割，實現(xiàn)電力系統(tǒng)在全國范圍內(nèi)互濟互保?？缃?jīng)營區(qū)常態(tài)化電力交易覆蓋中長期、現(xiàn)貨、綠電交易等，通過市場化方式驅(qū)動電力資源流動。
在此之前的2025年3月，國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)就依托閩粵聯(lián)網(wǎng)工程完成了全國首筆跨經(jīng)營區(qū)綠電交易，連續(xù)22天把來自廣西、云南的綠電送至上海。2025年迎峰度夏期間，超20億千瓦時電能從廣東、廣西、云南通過閩粵聯(lián)網(wǎng)工程及相關(guān)通道，全天候輸送至上海、浙江、安徽、福建。
一位資深電力從業(yè)者介紹，跨經(jīng)營區(qū)交易是省間交易逐步發(fā)展到成熟階段的標(biāo)志，意味著省間交易的范圍更廣、資源輻射半徑更大、參與主體更多、輸電容量利用更充分，并且初步解決了不同電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)之間的地域性、制度性、技術(shù)性壁壘。
也有多位受訪者表示，雖然目前跨經(jīng)營區(qū)電力交易規(guī)模尚小，依賴閩粵聯(lián)網(wǎng)等物理通道輸電能力有限，但是隨著大基地、大通道的加速建設(shè)，藏粵直流、青海送廣西、青海送廣東等輸電線路陸續(xù)推進，跨經(jīng)營區(qū)輸電能力將大幅增強。
但具體每一度電如何送出和消納，仍然面臨諸多挑戰(zhàn)。
受端省：不想要“一口價”
多位受訪者表示，我國跨省跨區(qū)電力交易最突出的問題是“價格倒掛”。
目前我國跨省跨區(qū)中長期交易價格多以政府間合作框架協(xié)議明確，常以受端省燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價或市場化交易均價扣減直流中間環(huán)節(jié)輸電價格倒推協(xié)商確定。2024年以來，我國電力供需形勢整體趨于寬松，傳統(tǒng)受端地區(qū)東部沿海省份光伏、風(fēng)電發(fā)展迅速，隨著省內(nèi)現(xiàn)貨市場陸續(xù)轉(zhuǎn)入連續(xù)結(jié)算運行，省內(nèi)現(xiàn)貨市場的價格信號向中長期市場傳導(dǎo)，以及電煤價格下降、煤電容量電價政策實施等因素，帶動受端省省內(nèi)電能量市場價格下行，部分省份已經(jīng)出現(xiàn)市場化交易價格低于該省燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價的情況，較2022年下降明顯，這導(dǎo)致省間中長期交易價格協(xié)商日益困難。
曾有業(yè)內(nèi)專家舉例說，這就好比在省內(nèi)0.4元/千瓦時的電價都接受不了的情況下，硬要接受落地電價0.45元/千瓦時的外來電。
一位受端省發(fā)電企業(yè)從業(yè)者告訴本刊記者，在已經(jīng)提前簽訂好價格、省間中長期交易物理執(zhí)行的情況下，受端省“一邊棄著省內(nèi)的低價電，一邊買著省外的高價電”的現(xiàn)象時有發(fā)生，特別是在午間分布式光伏大發(fā)的時候。
在最近兩年的電力市場論壇上，多位與會嘉賓反復(fù)強調(diào)，新能源的同時性，是跨省跨區(qū)電力交易面臨的最大困難。
還有多位受訪者表示，目前我國省間中長期交易大多采用“一口價”形式，只約定分時電量，不約定分時電價。也就是說，在午間光伏消納困難和晚高峰保供困難時，省間中長期交易是“一個價”，無論何時送電，價格基本不變。而不少省內(nèi)現(xiàn)貨市場已經(jīng)轉(zhuǎn)入連續(xù)運行的受端省已經(jīng)實現(xiàn)每15分鐘出清價格，能夠比較精準(zhǔn)地體現(xiàn)省內(nèi)電力的時空價值。
與此同時，省間中長期交易仍以“網(wǎng)對網(wǎng)”或“點對網(wǎng)”模式為主，交易主體往往是兩省的電網(wǎng)企業(yè)，或是送端省大型發(fā)電集團與受端省電網(wǎng)企業(yè)。
有觀點認為，其本質(zhì)是電網(wǎng)企業(yè)代理本省用戶去外省批量采購電量，在這種模式下，無論買了什么電，都將被平均地傳導(dǎo)給用戶，用戶很難感知不同電力的特性，也難以對不同時段電力的真實成本做出反應(yīng)，這導(dǎo)致價格激勵作用有限。
對于外來電，受端省的首要訴求是保供，其次是提高清潔電的比例。省外電是重要的電力補充，在用電高峰期間，雖愿意接受一定程度的溢價，但仍期望以盡可能低的價格購入外來電。因此，受端省普遍不希望被長協(xié)鎖定價格，更希望參照本省省內(nèi)現(xiàn)貨市場的價格信號，靈活、按需采購性價比高的外來電。
然而，也有資深電力從業(yè)者對本刊記者說：“不少受端省總覺得自己的價格很低，不想要外來的‘優(yōu)先電’?？蓡栴}是，沒有外來的‘優(yōu)先電’，受端省電價會漲到多高呢？”當(dāng)省外來電成為保障本地負荷高峰的重要來源時，在合理價格上下限約束下的“優(yōu)先電”反而會成為本省特別是現(xiàn)貨市場正式運行省份電價的“壓艙石”?！皬牧硪粋€角度看，”他說，“省間已經(jīng)規(guī)劃、納入購電省區(qū)平衡的中長期電力流向，恰恰是降低受電省區(qū)電價、催生現(xiàn)貨低價的重要基礎(chǔ)，而不是抬高受電省區(qū)購電價格的原因?！?/span>
送端?。撼杀净厥针y
對于送端省份來說，以部分大基地項目為例，量價“談不攏”、成本回收難是最大的挑戰(zhàn)。
大基地審批和建設(shè)周期相對較短，而大通道特別是特高壓等跨省跨區(qū)輸電通道的規(guī)劃、核準(zhǔn)、建設(shè)周期相對漫長，通常需要3—5年甚至更長時間，這種時間差導(dǎo)致大基地建成后，電力可能無法及時外送。
建設(shè)周期不匹配也意味著當(dāng)送輸電能力最終形成時，送受兩端供需格局較當(dāng)初規(guī)劃時可能已發(fā)生較大變化。例如，規(guī)劃時受端省可能供需偏緊，但是大通道建成時受端省可能由于本地新能源發(fā)展等原因，供需變得寬松，不再需要或不愿高價接受外來電。
此外，隨著新能源產(chǎn)業(yè)的大規(guī)模發(fā)展，大基地項目機組的綜合造價也在變化，越早投產(chǎn)的項目成本可能越高，消納不確定性越高；而越晚投產(chǎn)的項目，成本越低，消納不確定性也更低。
有長期從事電力交易工作的受訪者透露，以西北某省為例，作為我國重要的新能源基地，規(guī)劃通過特高壓通道向中部某省送電。但中部某省認為外來電價格、時段不理想，本身新能源消納和電網(wǎng)安全約束等，拒絕或大幅減少接收西北某省送出的新能源電量。
前述發(fā)電企業(yè)從業(yè)者坦言，已有不少大基地項目被評估為“投產(chǎn)即虧損”?！艾F(xiàn)在的供需形勢相較于大基地、大通道最早規(guī)劃時，已由‘賣方市場’轉(zhuǎn)向‘買方市場’。”受端省可在物理通道條件允許下，相對自主地選擇購電來源，而一些新建直流通道與現(xiàn)有通道同質(zhì)化嚴(yán)重，疊加部分大基地等直流通道配套電源未落實受端省消納責(zé)任，導(dǎo)致配套電源閑置，擠占送端省和區(qū)域消納空間，送端省新能源為維持利用率和收入被迫卷入低價競爭。
有受訪者分析，跨省跨區(qū)電源、電網(wǎng)和省內(nèi)市場缺乏有效的協(xié)同機制，特別是在規(guī)劃大通道時，對受端省未來負荷增長、新能源發(fā)展及電網(wǎng)調(diào)峰能力的預(yù)測可能不夠準(zhǔn)確，而在規(guī)劃大基地時，對送端省“搶裝”積極性的預(yù)期也不夠。
新能源固有的反調(diào)峰特性也給跨省跨區(qū)電力交易增添了困難。
新能源出力難以被準(zhǔn)確預(yù)測，在省間中長期交易剛性執(zhí)行的要求下，實際出力容易偏離交易計劃，導(dǎo)致一些新能源場站因面臨高額的偏差考核費用而選擇“惜售”。
為了平衡新能源的出力特性，在大基地配套電源中，火電通常扮演著“穩(wěn)定器”的關(guān)鍵角色，然而其啟停損耗、低出力運行、靈活性改造等成本，以及關(guān)鍵時刻保障供應(yīng)的稀缺價值在跨省跨區(qū)中長期交易“一口價”下難以得到及時“回應(yīng)”。因此，配套火電可能缺乏提供調(diào)節(jié)服務(wù)的積極性，甚至長期虧損，進而影響整個外送通道的安全穩(wěn)定。
針對上述情況，有送端省已經(jīng)在推行市場化解決方案。2025年5月，國家能源局西北監(jiān)管局印發(fā)《西北區(qū)域“沙戈荒”大基地配套電源短期平衡市場運營規(guī)則（試行）》，旨在構(gòu)建類似于專門面向各個外送大基地的調(diào)峰市場，意在激勵大基地等直流配套經(jīng)營主體積極互濟，保障跨區(qū)外送直流穩(wěn)定運行，提高配套新能源利用水平。
前文提到的坤渝直流“打包”高可靠性電源與波動性新能源，形成聯(lián)營體參與中長期交易的做法，也是為了提高交易的履約可靠性和系統(tǒng)穩(wěn)定性。協(xié)議簽訂后，大基地的新能源與配套調(diào)節(jié)電源將作為聯(lián)營體參與電力中長期交易，整體承擔(dān)履約責(zé)任。
輸電權(quán)交易大討論
在送受電各方的交互中，輸電通道的價格機制也是跨省區(qū)交易能否順利達成的關(guān)鍵變量。
當(dāng)前，我國跨省跨區(qū)輸電價格主要采用“準(zhǔn)許成本加合理收益”的單一電量電價制，事前核定并定期開展成本監(jiān)審。有受訪者認為，在電力物理流向日趨復(fù)雜、通道投資各不相同的情況下，這種機制實際上難以反映實際輸電服務(wù)成本。當(dāng)電力需經(jīng)過多個不同價格的輸電線路時，費用會像“A+B+C”一樣層層累加，最終導(dǎo)致輸電費用高昂。
單一電量制輸電價格依賴實際輸電量回收成本，新能源主導(dǎo)的輸電通道年輸電量波動大，經(jīng)常低于核價預(yù)期，導(dǎo)致通道收入不穩(wěn)定，投資回報存在不確定性。多位受訪者認為，單一電量制無法反映輸電通道的容量價值和分時供需特性，與中長期分時交易及現(xiàn)貨市場機制不兼容，將制約跨省區(qū)交易的靈活性和效率。
不少受訪者提出，下一步輸電價格機制設(shè)計時，可通過容量電價回收諸如換流站建設(shè)之類的固定成本，電量電價回收諸如運維費之類的變動成本，以保障電網(wǎng)長期投資積極性。
容量電費的分擔(dān)是推動容量電價落地的難點之一。初期若由受端全部承擔(dān)，將遇到較大阻力，且送端的責(zé)任無法體現(xiàn)。若在送受端省間分?jǐn)偅謹(jǐn)偙壤拇_定需考慮負荷需求、受益程度、電網(wǎng)可靠性等因素，操作復(fù)雜。此外，精準(zhǔn)測算固定成本與變動成本比例，對數(shù)據(jù)基礎(chǔ)和監(jiān)管能力的要求較高。至于單一容量制，則不利于激勵電網(wǎng)提高投資利用效率，可能造成投資冗余，進而推高電價。
中國華電集團市場營銷部副主任蘭國芹建議，下一步可以研究對同一輸電方向下的多條跨省跨區(qū)專項工程整體核價，逐步探索兩部制輸電價格機制，并選取特定地區(qū)先行試點；遠期可探討同一區(qū)域市場內(nèi)部采用“郵票法”統(tǒng)一輸配電價的可行性，即整個區(qū)域市場輸配電價收費方式與現(xiàn)行省級輸配電價類似，實現(xiàn)市場出清模型的簡化及區(qū)域市場內(nèi)輸電權(quán)的隱性分配。
也有觀點認為，對同一輸電方向下的多條跨省跨區(qū)專項工程整體核價容易忽略實際輸電路徑的成本差異，可能扭曲投資信號。與統(tǒng)一費率、簡化計算的“郵票法”相對應(yīng)的方法是，根據(jù)輸電需求和交易量動態(tài)調(diào)整輸電價，例如，在輸送意愿強、交易量大時降低電價，反之則提高電價，以此促進交易。
《跨電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)常態(tài)化電力交易機制方案》提出“研究適應(yīng)全國統(tǒng)一電力市場的輸電權(quán)交易機制，提升輸電通道利用效率”，輸電權(quán)交易也日益受到業(yè)內(nèi)關(guān)注。
輸電權(quán)交易是電力市場中的一種金融或物理合約機制，其核心是通過市場化交易賦予參與者使用特定輸電通道的權(quán)利或獲得相關(guān)經(jīng)濟補償?shù)臋?quán)利。
前述資深電力從業(yè)者提出，輸電權(quán)交易應(yīng)作為履行國家能源戰(zhàn)略的附加商務(wù)契約，用于在跨經(jīng)營區(qū)交易試點中公平分?jǐn)偛淮_定性帶來的經(jīng)濟損失，但應(yīng)強調(diào)其服務(wù)國家戰(zhàn)略工程的定位；若用戶側(cè)愿意接受電價地理差異，省內(nèi)也可考慮探索輸電權(quán)交易。
前述發(fā)電側(cè)受訪者表示，輸電權(quán)交易在大基地外送場景中較為適用，有望成為可行的突破點，允許用戶自主選擇低價通道，如在西北送山東多條線路中引入競價機制，但需解決電網(wǎng)調(diào)度優(yōu)化與市場利益的沖突，比如，用戶自主選擇低價通道可能影響電網(wǎng)公司的收入穩(wěn)定性，引發(fā)利益分配失衡。
蘭國芹建議，先期可探索物理輸電權(quán)交易機制，提升跨省跨區(qū)通道的利用效率；條件成熟的省級、區(qū)域市場可探索金融輸電權(quán)交易機制，對沖阻塞風(fēng)險。
有用戶側(cè)受訪者支持逐步嘗試輸電權(quán)交易，但需以成熟的電力現(xiàn)貨市場和節(jié)點電價機制為前提，否則難以大規(guī)模開展。跨省“點對點”通道的物理輸電權(quán)拍賣，如拍賣專用線路使用權(quán)，更直觀易行，可優(yōu)先于金融輸電權(quán)探索?！拜旊姍?quán)交易應(yīng)服務(wù)于資源優(yōu)化配置而非計劃分配，讓更多市場主體參與到跨省跨區(qū)交易當(dāng)中?！?/span>
前述長期從事電力交易工作的受訪者表示，各省電價差異大，輸電權(quán)交易可能引發(fā)不公平競爭，需添加諸多限制條件。他主張優(yōu)先做好中長期和現(xiàn)貨市場等基礎(chǔ)市場建設(shè)，輸電權(quán)交易等復(fù)雜機制可研究試點，但不宜過快推廣。
另一位用戶側(cè)受訪者也反對輸電權(quán)交易，特別是金融性質(zhì)的輸電權(quán)交易?！拜旊娡ǖ朗枪不A(chǔ)設(shè)施，不應(yīng)被企業(yè)獨占或通過拍賣分配，否則容易引入金融投機?！?/span>
升級在即
2025年，全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)加速推進。多位受訪者認為，《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》的發(fā)布及電力市場“1+6”基礎(chǔ)規(guī)則體系的構(gòu)建，將促使各地在統(tǒng)一邏輯下制定市場規(guī)則，開展市場設(shè)計，有助于進一步推動跨省跨區(qū)電力交易發(fā)展。
合理的價格機制是跨省跨區(qū)電力交易的核心。多位受訪者認為，當(dāng)下最重要的是，大基地外送盡快告別“一口價”，采用分時價格機制以體現(xiàn)受端現(xiàn)貨市場的價格變化；穩(wěn)步擴大市場化交易空間，在條件允許的情況下，逐步放開部分區(qū)域“點對點”交易規(guī)模，允許送受雙方根據(jù)實際供需協(xié)商電量、曲線和價格，減少物理執(zhí)行偏差。
前述資深電力從業(yè)者表示，需要認識到，省間市場與省內(nèi)市場之間的價格差異將長期存在，原因是交易的供需邊界不同、時刻不同、參與主體的量價訴求不同，更主要的是省內(nèi)省間沒有融合而是分場交易。以上因素必然導(dǎo)致價格不同?！暗@并不是兩級市場的缺點，而是目前我國省情差異化，以及無法集中多省區(qū)優(yōu)化造成的?！?/span>
采用“區(qū)域現(xiàn)貨統(tǒng)一出清”一級市場模式的南方區(qū)域電力市場于2025年6月28日開始連續(xù)結(jié)算試運行，驗證了省間“破壁”的可行性。
蘭國芹說，“狹義”的區(qū)域市場，主要定位是將一個區(qū)域內(nèi)多個省級電力市場進行聯(lián)合優(yōu)化，類似南方區(qū)域電力市場的目標(biāo)形態(tài)，是省級電力市場的“擴大版”。而像長三角區(qū)域電力市場這樣的，仍然以“余缺互濟”為主，本質(zhì)上是區(qū)域內(nèi)的省間電力市場。
她建議，具備條件的地區(qū)優(yōu)先探索建立聯(lián)合優(yōu)化的區(qū)域電力市場，在區(qū)域市場內(nèi)統(tǒng)一建立“中長期+現(xiàn)貨+輔助服務(wù)+容量+綠證”的完整架構(gòu)；不具備條件的地區(qū)可先通過省間市場實現(xiàn)區(qū)域內(nèi)電力“余缺互濟”。
前述資深電力從業(yè)者表示，南方區(qū)域電力市場是有益探索，可以試驗在我國這樣大體量、廣地域的國家內(nèi)部，集中優(yōu)化的資源市場可達到什么效果。
也有觀點認為，南方區(qū)域因資源差異較大，存在互補性，一體化推進相對順利，而其他區(qū)域可能容易因“同質(zhì)競爭”陷入零和博弈。
蘭國芹認為，跨電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)交易有利于更好促進電力資源在全國范圍內(nèi)優(yōu)化配置，建議逐步擴大交易規(guī)模、縮短交易周期，實現(xiàn)常態(tài)化開市。
“目前的問題是，尚未建立全國性電力供需信息披露渠道，不利于供需意向通暢傳遞，在一定程度上制約了跨省區(qū)、跨經(jīng)營區(qū)電力交易及時性?！鼻笆鲑Y深電力從業(yè)者建議，建立集中發(fā)布各地電力供需的渠道，并披露跨省區(qū)資源配置空間，如等值輸電通道等，建立各電網(wǎng)通用、共享的省間交易算法。
除中長期交易的討論外，當(dāng)前電力現(xiàn)貨市場采用邊際定價方法，但新能源、水電等邊際成本為零，導(dǎo)致整體電能量價格被拉低，難以真實反映電力系統(tǒng)的整體成本，也無法實現(xiàn)引導(dǎo)企業(yè)投資的作用。
有業(yè)內(nèi)人士表示，下一步要把真正的“價格機制”建立起來，包括結(jié)算、合同和風(fēng)險管理機制等。
“市場只能發(fā)現(xiàn)價格，無法解決物理世界的所有問題?！鼻笆霭l(fā)電側(cè)受訪者說。
前述資深電力從業(yè)者指出，我國跨省跨區(qū)電力供需格局需立足長遠，兼顧電力保供與綠色轉(zhuǎn)型，僅靠市場價格信號難以實現(xiàn)合理的資源調(diào)配與能源流向。由于負荷與新能源資源呈逆向分布，大基地、大通道成為國家戰(zhàn)略工程，難以依靠市場自發(fā)投資，必須由國家統(tǒng)籌規(guī)劃、投資建設(shè)和運營?！啊υ诋?dāng)代，利在千秋’，不應(yīng)計較一時一地的優(yōu)劣?！币詣倓傞_工的雅魯藏布江下游水電工程為例，受到高昂的開發(fā)成本影響，其上網(wǎng)電價將較高，在最初階段難以和云南等地的水電“同臺”競爭。
前述資深電力從業(yè)者強調(diào)，這類重大工程關(guān)乎國家能源安全，其戰(zhàn)略意義超越市場邏輯，應(yīng)讓市場服務(wù)重大項目，而非相反。未來，建議國家出手解決戰(zhàn)略項目的運營問題，不能僅靠市場，而應(yīng)發(fā)揮財政與計劃調(diào)控作用?！笆袌鐾桃?，單靠市場機制無法滿足超前建設(shè)的需求。”
在“省為實體”的財稅體系下，要平衡地方稅收利益與全國綠色能源優(yōu)化配置，關(guān)鍵在于構(gòu)建一套“激勵相容”的機制。有觀點認為，在電力市場之外，需要通過財稅或類財稅的方式平衡損益，鼓勵不同省區(qū)間的電力資源配置，逐步推動地方發(fā)展理念進一步轉(zhuǎn)向“競合”，從追求短期稅收利益轉(zhuǎn)向長期高質(zhì)量發(fā)展和綠色轉(zhuǎn)型。
