电力市场化改革是推动我国能源生产和消费革命的重要体制性保障。从当前实践看，我国电力市场建设的主要矛盾和难点在于跨省区的电量消纳和电力平衡。由于我国电力资源富集区与用电负荷中心普遍呈逆向分布特征，大多数省份的电力生产和消费都难以自我平衡，遇到电力供需严重失衡时更是难以独善其身。

因此，新增的电力装机和电量，无论是火电水电等传统势力，还是风电光电等市场新贵，都面临跨省区消纳的客观需求和现实压力。尤其是西南水电和“三北”及西部地区的风光发电，很大比例都要输到外省区消纳。

今后这种趋势还会逐步加剧，“十四五”期间，全国跨省跨区输送电力容量将超过3.5亿千瓦，每年输送电量达1.5万亿千瓦时左右。这些输出电量能否合理消纳，或者说这些跨省区电力能否成功交易，均取决于跨省区电力市场是否完善，价格是否合理，相关利益方的矛盾能否通过市场机制得到有效化解。因此，我国未来电力市场的顶层设计和推进，一定要抓住跨省区市场这个龙头和“牛鼻子”。

一、我国跨省区电力交易现状及存在的问题

近几年，我国为打破电力交易省间壁垒采取了一些措施。国家层面连续出台政策鼓励跨省跨区送受电计划灵活执行，依托北京、广州两个国家级电力交易中心，在省间计划电量的基础上发展出了跨省区双边协商、集中竞价、挂牌等交易方式，送受电计划与市场交易双轨并行的时代拉开了序幕。

但究其本质，我国当前的跨区跨省电力交易几乎都是中长期交易（目前仅有非常少量部分在试点现货交易），实质上是原来计划确定的电量加稍许的浮动，对以省为实体的调度机制没有明显突破。

在中长期交易交易模式下，当前开展的跨省区电力市场交易，送端发电企业大多都只能报量不报价，而受端用户则主要由所在省电网公司代表，生产方（发电企业）和消费方（电力用户）并未真正“见面”协商议价，而被电网公司和地方政府简单“代理”了。在此过程中，生产者和消费者被制度性隔离，市场信息透明度不高，发电企业和用户的话语权较弱。因此，目前我国的跨省跨区交易，并不是真正意义上的电力市场交易。

要建立真正的跨省区电力市场，当前还面临很多挑战。最大的不确定性因素来自于体制和政策方面，即在我国省为实体、分灶吃饭的财税体制下，社会各界对跨省区电力平衡心存疑虑不托底，担心难以做到公平竞争和保障电力安全稳定供应。

前些年国网体系内区域电网公司被改为分部，有关调度规则和发展规划都作了调整，电网建设和运行都不是按区域进行设计的，削弱了同区域内省间电力互济共享的能力。新一轮电力体制改革以省为主体推动，做实了省级政府的管电职能，间接为“一省一策”提供了所谓的法理和政策依据。

受以上因素影响，近几年跨省区送受电计划落实越来越难，送受端政府、企业和用户的博弈加剧，各方利益诉求很难找到平衡点，省间电力交易的壁垒和门槛越垒越高。

二、我国省级电力市场的局限性和弊端

总体看，我国省级电力市场存在“先天不足”的缺陷。除广东、江苏、山东等少数电力消费大省外，目前我国省级电力市场大多呈寡头垄断或垄断竞争格局，一般来说中央五大发电集团中的二三家和省级政府能源投资公司占有较大市场份额，市场集中度偏高，单家企业市场占有率不少在30%以上。

最近国资委在西北等地区推行的煤电资源区域整合又进一步强化了这种垄断格局。由于少数发电集团在省级市场“垄断独大”，且大多为国字号企业，加之市场内供需资源的回旋空间不是太大，配售电公司和用户的话语权较弱，各类电源和不同企业之间可竞争、可替代的程度并不高，使得省级市场竞争很不充分，难以真正起到优胜劣汰的作用，也难以建设成为一个健全、高效和成熟的市场。

受以上因素制约，当前一些省级市场更多沦为了地方政府以竞争名义行降电价之实的一种工具。在地方保护主义的大旗下，外来电很难在省级市场这个封闭平台上与本地电力公平竞争，甚至没有参与竞争的资格。

即使未来建立起省级现货市场，由于市场集中度较高，市场结构不合理，供需关系脆弱，也很难真正发挥优化配置资源的作用。换言之，由于省级市场的定位及功能与我国电力跨省区平衡消纳的战略需求不一致，甚至存在较大的利益矛盾和冲突，省级市场没有意愿也没有能力担当优化配置全国电力资源的重任。当前及未来，省级市场都不是我国电力资源优化配置和提质增效的主战场，也解决不了我国电力供需平衡和系统优化的主要矛盾。

三、跨省区电力市场缺失的后果

在省为实体的电力市场环境和制度安排下，出于趋利避害的本能，各省均会优先保障本省的电力消纳，在未来电力发展规划和政策制定上，也会优先考虑新上本省装机，对接收外来电力的积极性不高。由于今后外来电主要为水电和风电光电等清洁能源，长此以往将使不合理的弃水弃风弃光问题愈演愈烈，甚至形成长久的路径依赖惯性和利益固化格局。

这些倾向和趋势，从局部看有一定合理性，但从全国范围来看，将形成省级市场“一家独大”、区域市场“无米下锅”、全国资源优化“一句空话”的困境，今后要破除这种分割封锁的格局代价很大，国家清洁低碳转型的战略实施也将大打折扣。因此，必须坚持全国电力改革一盘棋，旗帜鲜明地打破省间壁垒，加快实质性推进跨省区电力市场建设。

四、应对策略及主要举措

通过以上分析可知，只有建立、扩大和完善跨省区市场，才能克服省级市场的局限性和弊端，有效解决我国不同区域和省际间能源资源以及经济承受能力不均衡的矛盾，挖掘区域电力及能源市场互补互济的潜力，用市场和经济手段化解“省为实体”的行政矛盾以及利益冲突。对于目前已经暴露的问题，要客观理性分析，完善制度、明确规则、科学引导、分类施策。

充分考虑并合理平衡地方诉求

在当前供需形势下，电力送端省份（大多是欠发达地区）急于多上项目多送电，将资源优势转化为经济优势；而部分受端省份的火电相比外来的可再生能源电力可能更具价格优势，加上大部分外来电质量不高，受端省份需承担调峰责任，会加重当地火电的负担，增加用户的实际用电成本、减少当地的税收和就业等等，这些因素都会使受端政府优先选择更为经济可靠的本地电力供应。

在此情况下，如果不加分析地进行道德谴责，一味要求具备条件的省区“积极接纳区外输入可再生能源电力，主动压减本地区燃煤发电，为扩大可再生能源利用腾出市场空间”，则很可能沦为宣传口号，错失扩大市场的良机。

对地方的利益诉求，无论是增加税收和就业、降低用电成本还是保护当地企业，都应该理性看待，分析其中的合理性并加以解决。对以上诉求，应采取完善市场竞争规则和价格机制、设定跨区跨省送电质量标准、建立优先使用可再生能源电力的法律义务（如配额制）等应对措施，求同存异争取最大公约数，创造条件使跨省区交易多成交多盈利，以减少清洁能源的无谓浪费和电力设施的大量低效闲置，实现全局利益最大化。

建立利益共享机制破解跨省区市场的利益矛盾

当前，跨省区市场的主要矛盾是，大量具有边际成本和环保优势的水电、风电和光电在当地消纳不了，又不能输送到有电力需求的消费大省去消纳，只能白白弃掉。在输电通道没有障碍的前提下，造成这一不合理局面的主要原因是，跨省区交易模式和竞价规则不合理，未能找到市场各方的利益结合部和均衡点，导致跨省区的电力“生意”做不成。

综合分析，当前应建立类似发电权交易的利益共享市场机制，即让送端的水电、风电、光电多发电，相应受端的火电少发电，清洁能源多发电的效益，适当让渡给火电企业。这样就能充分发挥清洁能源边际成本低（变动成本接近零）和环保低碳的比较优势，在全国范围内打开消纳市场空间。

清洁能源通过跨省区交易多发电的边际效益，首先应让利给受端省份的发电企业，重点是火电企业，因为其减少了原有的利用小时让出了发电空间，相应损失的利益理应得到补偿，相当于火电在区域电力市场获得了相应的调峰服务补偿；其次可让利给受电省份有关的电力用户，通过这种机制电力交易的“蛋糕”做大了，市场有了更多的低价电，完全有能力给用户降价让利；第三，电网企业在此交易中多输送了电力，多收了过网费，提高了输电通道的利用效率，也是间接的受益者。

总体上看，如果落实好这一机制，将是多方互利共赢的局面，近几年在南方电网等部分区域的实践也证明了这一点。从长远看，只有真正建立了这种合理稳定且多方共赢的补偿机制后，清洁能源跨省区消纳才可能持久和有效，才能从根本上消除“弃风弃光弃水”的痼疾。

采用灵活机制降低输电价格，促成更多的跨省区电力交易

不可否认，在当前跨省区电力交易价差空间较小、各方回旋余地不大的情况下，输电价格过高，会影响交易的进行，很多本可以成交的交易，由于输电价过高各方均无利可图就流产了。在此情况下，对跨省区专项输电工程和送受电省级电网，应采取随着市场供需和季节变动灵活调整的输电价格机制，如丰水期可考虑只回收变动成本，降低输电价，促进水电多发多送。

对投产年份较长的输电工程，如三峡输电工程、第一批西电东送工程，考虑到其还本付息早已完成，输电价可依据工程生命周期利用小时数核定，大幅降低输电价。采取弹性电价机制后，现有特高压和超高压线路将得到充分利用，电网企业可通过“薄利多销”获取更多的过网费收益。这样，才能多方形成合力，促成更多的跨省区电力交易，从而扩大市场规模，形成良性循环。

在全国范围内做实六大区域电力市场，建立良性互动关系

国家电网范围内恢复并逐步做实做强华北、东北、华东、华中、西北五大区域市场，加上南方电网区域市场，全国形成六大区域市场为主要实体的市场格局。各区域市场是电力竞争交易的主体市场，六大区域市场之间通过跨大区市场作为纽带进行联接，实现区域间和省间互济互补互助，最终形成区域市场为主、跨区市场为辅，层级分明、相辅相成、公平有序的竞争格局。

五、改革成效预判

如果真正落实好以上改革举措，西电东送、能源生产和消费革命等国家战略将能够有效实施，清洁能源将在更大范围内消纳利用，弃风弃光弃水问题将从根本上得到化解。最关键的是，由于有了成熟高效的跨省区市场，可最大程度消除因信息不透明不对称带来的电网调度“暗箱操作”，有利于公平调度和交易，减少全国电力系统的总体调峰成本。

同时，由于区域和省级电力市场提供了及时准确的价格信号，将促进社会各方加强电力需求侧管理，提供更多的灵活性调节资源，从而减少高投入低产出的电力“冗余投资”,节省社会用能成本。总体看，可实现各方利益主体的“多赢”，并有效化解当前电力发展中的突出矛盾。

中央深改组在本轮电力改革的督察意见中曾指出：“区域电力市场是需中央推动的牵引性、关键性改革，要一竿子插到底，不给利益相关方讨价还价的余地。”

这说明，区域电力市场的建设，是电力改革的深水区和“硬骨头”，也是当前电力改革的最大红利，更是化解电力发展突出矛盾的当务之急。“十三五”规划研究测算表明，如果加强全国统一优化调度，以区域为单位而不是以省为单位实现电力电量平衡，“十三五”期间华东电网区域可少上煤电装机1500万千瓦，华北电网区域可少上煤电装机1600万千瓦，全国可以减少煤电机组需求约5000万千瓦，通过省间互济和区域间优势互补，可以有效化解甘肃、新疆等地严重的弃风弃光难题。

如果把区域统筹和系统优化的工作做在电力项目建成前的规划环节，则能取得更大成效。初步匡算，如果在“十四五”及中长期电力规划中，煤电装机按区域统筹安排，而不是按省安排，全国可以减少煤电机组需求约6000万千瓦。

因此，值此“十四五”电力规划论证和编制之际，要未雨绸缪，改革以省为单位平衡电力的规划理念和方法，对区域电力能源布局和发展规模提前科学规划，加快建立和完善区域电力市场，在更大范围内优化配置电力资源，提高电力系统整体投资效率和运行效率，把盲目重复建设和低效运行的隐患消除在规划源头。