清洁电力将在全国范围内更加高效地流动起来

新疆是我国西电东送的重要送端。多条“疆电外送”通道把电量从新疆源源不断输送到中东部地区。图为哈密南—郑州±800千伏特高压直流输电工程的天山换流站。新华社  

中国发展改革报社记者|白雪

近日，国家发展改革委、国家能源局正式批复《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，标志着国家电网与南方电网两大电网间的常态化电力交易机制全面建立。业内专家表示，尽管面临省间协调、基础设施等挑战，但随着配套政策完善、技术升级和市场成熟，这一机制有望让清洁电力在全国范围内高效流动。

把全国可再生能源装机“连成一张资产表”

跨电网经营区常态化电力交易机制的建立，与我国能源转型及“双碳”目标的实现存在深度关联。

国际注册创新管理师、鹿客岛科技创始人兼CEO卢克林用一个生动的比喻阐释了该机制的意义：“打通国家电网与南方电网，等于把全国可再生能源装机‘连成一张资产表’。过去西部弃风弃光、东部拉闸限电，本质是能源资产被行政区划割裂。现在同一度电可以在全国范围寻找边际成本最低的用户，直接缩短了碳达峰碳中和的实现路径。”

中关村物联网产业联盟副秘书长袁帅在接受本报记者采访时表示，从能源结构优化看，我国新能源资源分布与负荷中心存在空间错配——西部、北部地区风光资源丰富，但消纳能力有限；中东部经济发达地区用电需求大，却依赖传统化石能源。常态化交易机制通过打破国家电网与南方电网的物理与制度壁垒，构建全国统一电力市场平台，使西部新能源能够以市场化方式输送至东部，直接推动“西电东送”向“全国互济”升级，减少东部对煤电的依赖，加速能源结构清洁化转型。

从“双碳”目标实现路径看，该机制通过优化电力资源配置，提升绿电消纳比例，间接促进全社会减排。一方面，新能源发电企业可通过跨区交易获得稳定收益，激发其投资积极性，扩大可再生能源装机规模；另一方面，东部高耗能企业通过购买绿电完成碳减排指标，降低履约成本，形成“新能源开发—跨区输送—绿电消费”的闭环，强化碳市场与电力市场的联动。此外，机制设计中的市场化定价、灵活交易规则，能够引导发电侧与用电侧主动适应新能源波动性，例如通过分时电价、容量市场等工具，平衡新能源发电的间歇性与系统稳定性需求，为高比例新能源接入提供制度保障，最终支撑“双碳”目标在能源领域的落地。

缓解弃风弃光但需与其他措施协同发力

“弃风弃光”是我国新能源发展中的长期难题，其核心是新能源发电的波动性与系统消纳能力不足的矛盾。跨区常态化交易机制的建立，为破解这一难题提供了新思路。

卢克林分析称：“弃风弃光不是技术难题而是经济难题，本地消纳空间不足、外送通道没档期、价格倒挂。跨网交易把外送半径从‘省域’拉到‘全国’，边际消纳能力瞬间放大数倍。只要‘通道费+损耗费’低于受端燃煤标杆价差，绿电就能成交，自然减少弃电。”

机制能显著缓解弃风弃光，但难以“一劳永逸”。在科方得智库研究负责人张新原看来：“机制通过扩大消纳范围、优化调度方式，能显著提高新能源利用率——西部的风电、光伏可以输送到东部负荷中心，而非局限于本地消纳，但需与其他措施协同发力。”

“弃风弃光的根源在于新能源发电的波动性与系统消纳能力的矛盾：当新能源发电量超过当地负荷需求且跨区输送通道受限时，弃电不可避免。”袁帅认为，常态化交易机制通过扩大市场范围、提升输送能力，部分解决了“送不出”的问题，例如将西部绿电输送至东部负荷中心，但若新能源装机增速持续超过系统调节能力，如储能、需求侧响应的配套等，弃电仍会存在。

在袁帅看来，其可持续性需依赖三大保障。一是配套灵活性资源建设，包括加快抽水蓄能、电化学储能等长时储能布局，以及推动工业可中断负荷、空调负荷等需求侧响应资源参与市场，提升系统对新能源波动的承受力；二是跨区输电通道的持续扩容，需根据新能源开发进度规划“十四五”“十五五”期间的特高压外送通道，避免“通道滞后于发电”的重复问题；三是政策与市场机制的协同，例如建立跨区绿电交易与碳市场的衔接机制，通过碳价信号引导东部企业优先购买绿电，同时完善辅助服务市场，补偿发电企业为系统调节付出的成本，形成“新能源开发—灵活性资源配套—市场激励”的可持续闭环。

我国能源资源分布呈现“西富东贫”特征，“西电东送”长期支撑了东部经济发展。跨区常态化交易机制的建立，正推动这一模式向“全国互济”升级。

卢克林用“地理概念到经济概念”的转变形容这一升级：“西电东送是点对点的物理输送，全国互济是多对多的经济匹配。比如，云南光伏可以在中午顶上海早高峰，蒙西风电可以在夜里填补广东晚高峰，时空错配通过价格信号被抹平。”他进一步提到，“中东部省份不用再抢煤指标，直接买‘绿电+调节’套餐，本地煤电逐步退到备用角色，能源结构优化从‘压减’变成‘替代’。”

袁帅以上海为例介绍：“通过跨区交易引入广西、云南的绿电后，可减少本地煤电发电量，同时为本地海上风电开发提供并网空间，推动能源结构从‘煤电为主’向‘绿电主导’转型。”

高比例新能源接入带来的波动性、间歇性，是新型电力系统建设的核心挑战。跨区交易机制需与储能、需求侧响应等灵活性资源协同，才能提升绿电消纳稳定性。

袁帅告诉记者，新能源发电的波动性要求系统具备“分钟级—小时级—日级”的多时间尺度调节能力。储能可提供分钟级至小时级的快速响应，平抑新能源的短时波动；需求侧响应可提供小时级至日级的调节，通过价格信号引导用户调整用电行为；跨区交易则通过更大范围的市场平衡，实现日级至周级的余缺互济。

三者协同的典型场景是，当西部风电突然减少时，跨区交易可立即从其他区域调入电力，同时储能放电补充短时缺口，需求侧响应通过提高工业负荷弹性减少峰值需求，形成“跨区输送—储能调节—需求响应”的三级防御体系。

“对绿色电力优化配置而言，跨区交易机制通过市场化定价反映不同区域、不同时段的绿电价值，引导资源向高价值区域流动。”袁帅表示，“如东部高耗能企业为完成碳减排指标，愿意支付更高价格购买西部绿电，促使西部新能源企业优先将电力输送至东部，而非本地消纳，实现绿电的‘价值最优配置’。”

在新能源富集区与负荷中心之间扩大联网规模

今年3月，国家电网与南方电网依托闽粤联网工程，完成全国首笔跨经营区绿电交易——连续22天将广西、云南的绿电送至上海。这一实践为全国绿电输送通道布局提供了示范。

袁帅认为：“闽粤联网工程连接西南水电与华东负荷中心，恰好覆盖新能源富集区与用电需求旺盛区域，说明通道规划需与新能源开发节奏匹配。”

谈及未来通道如何布局，张新原认为，应优先在“新能源富集区与负荷中心之间扩大联网规模，如西北—华东、西南—华南等通道”。

袁帅提出更细化的布局，一是“三北”地区（华北、西北、东北）新能源基地与中东部负荷中心直连通道，如蒙西—京津冀、甘肃—河南特高压工程；二是西南水电基地与华南、华东互联通道，如川藏水电外送通道；三是海上风电基地与沿海经济带连接通道，如江苏、浙江海上风电至上海、浙江的输送工程。

尽管机制前景广阔，但其落地仍面临诸多实操障碍，如各省电力市场规则不统一、省间输电费用分配机制不完善、新能源发电的预测精度不足等。

袁帅认为，解决这些问题需从以下方面入手。一是建立全国统一的电力市场规则体系，明确跨区交易的品种、价格形成机制、结算方式，减少制度摩擦；二是完善省间输电费用分摊机制，通过“谁受益、谁承担”原则，由发电方、用电方与电网企业按比例分摊过网费，同时探索输电权交易，允许经营主体通过购买输电权锁定输送通道；三是提升新能源预测技术，通过AI算法、气象大数据等手段，将新能源功率预测误差控制在一定范围以内，提高跨区交易的计划性；四是加强监管与政策引导，通过反垄断调查、跨区交易配额制等工具，确保跨区交易公平开展。