国家电网与南方电网余缺互济保供应

8月4日至6日，受大范围高温高湿天气影响，国家电网经营区用电负荷连续三天刷新历史峰值，分别达到12.22亿千瓦、12.29亿千瓦和12.33亿千瓦，相当于50多个三峡电站满负荷运行才能支撑。在安徽合肥，7月以来电网负荷已十余次超过去年极值，持续高位运行状态。

然而今年合肥国轩电池材料有限公司等企业感受到了变化。“往年偶尔需要调整生产配合错峰用电，今年用电很平稳。”该公司公共设备部高级主管夏博说。这份“平稳”的背后，除国家电网自身提升电源顶峰能力、优化需求管理外，一个关键助力来自南方电网——一项打破区域壁垒的电力交易新机制正在发挥效力。

机制破冰：从区域分割到全国互济

7月，国家改革委、国家能源局印发《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》（以下简称《方案》），旨在破除国家电网与南方电网两大电网经营区之间的市场分割，推动电力资源在全国范围内高效互济互保。

在这一机制框架下，北京电力交易中心与广州电力交易中心迅速行动，联合组织达成今年7月至9月的“南方送华东”电力互济交易。超过20亿千瓦时的清洁电能（相当于80多万户家庭一年的用电量），正源源不断地从广东、广西、云南出发，通过闽粤联网工程及相关通道，全天候输送到用电紧张的上海、浙江、安徽、福建。

解决痛点：从“一事一议”到常态高效

跨电网经营区电力交易并非新概念，但过去发展缓慢。此前，国网与南网之间仅有江城直流（三峡送广东）和闽粤联网工程（云霄直流）两条物理通道。然而，通道利用率普遍不高。以闽粤联网为例，其满载输送能力达200万千瓦，但多数时间利用率仅约三成。

究其原因，关键在于缺乏常态化、市场化的交易机制。国家电力调度控制中心调度计划处副处长罗治强指出，过去两网间的电力互济主要依赖政府间协议或应急调度，采取“一线一议”、“一事一议”的方式。沟通协调耗时长，效率低。更关键的是，支援电量后期需按传统计划模式“电量返还”。这种方式往往滞后，返还时可能已错过支援方的高峰需求，或通道已无可用能力，难以适应电力供需形势快速变化的特点，也无法体现电能在不同时空下的市场价值。

北京电力交易中心市场部主任张显补充道，组织跨经营区交易本身极其复杂，需要精准评估供需、高效协同两大交易平台、无缝衔接业务流程。而此前，跨区交易的组织、发布与结算等环节缺乏统一政策依据，市场主体参与意愿自然不高。

机制创新：构建全国“电力商城”

《方案》的出台和常态化交易机制的建立，如同搭建了一个覆盖全国的“网上电力商城”。其核心价值在于：

1.  保障电力安全：在迎峰度夏、度冬等关键时段，能够快速有效地在全国范围内调配资源，缓解区域性电力短缺。例如，今年6月，国网预判华东负荷将快速攀升，但区域内输电通道已满载。通过核查，发现连接两网的闽粤联网工程尚有送电空间，立即与南网对接。中国南方电力调度控制中心总经理黄河介绍：“今年南方区域来水早，云南、广西、贵州主力水库水位高，广东负荷平稳，具备外送能力。

启动常态化交易，既拓展了华东的电力来源，又拓宽了南方富余电力的消纳渠道，是双赢。”这种机制在广东5月早迎峰时同样发挥作用，福建的汛期富余水电可及时支援广东。

2.  释放市场活力：为发电企业和电力用户创造了更广阔的市场空间。华能澜沧江水电股份有限公司营销部主任周星深有体会：“水电站出力受来水丰枯影响大。在单一区域市场，丰水期往往‘电多价低’，枯水期则‘有价无电’，企业竞争力受限。跨经营区常态化交易，让我们能与更多省份的负荷顺畅对接，优化资源配置。”仅今年7-9月，该公司跨区交易量就将超1亿千瓦时。

夯实基础：规则统一与平台互联

为确保常态化交易顺畅运行，两大电网公司正积极落实《方案》要求：

规则细化：共同编制了涵盖安全校核、交易执行、交易结算、绿证划转等关键环节的业务流程细则，为交易提供明确依据。

技术支撑：推进交易技术平台对接，努力实现市场主体“一地注册、全国共享”，大幅提升参与便利性，降低交易成本。

未来展望：常态化交易深化与市场体系完善

根据《方案》部署，今年将在年度、月度、月内及现货等各交易周期实现跨电网经营区交易常态化开市，重点推动“南方绿电送长三角”、“西北绿电送南方”、“蒙西绿电送南方”等交易落地。

国家发展改革委、国家能源局表示，下一步将持续完善全国统一电力市场体系的顶层设计，着力破除体制机制障碍，健全配套政策，推动跨电网经营区常态化电力交易在更大范围、更深层次上发挥优化电力资源配置的决定性作用，为构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统提供坚实支撑。