两大电网首次跨经营区现货交易落地，标志着中国电力资源跨区域高效流动按下“加速键”。

2025年10月13日，国家电网与南方电网首次通过现货交易形式完成跨经营区电力调配，南方电网180万千瓦清洁电力经云霄直流通道紧急驰援长三角，4230万千瓦时电能精准注入浙江、上海电网。

这场看似常规的电力输送，实则是我国电力市场改革的里程碑。它标志着全国统一电力市场联通机制全面落地，电力资源跨区域高效流动正式按下“加速键”。

01 区域分割之困，从“省为实体”到统一市场

我国电网系统长期遵循“分省而治”的格局。国家电网覆盖26个省（区、市），南方电网服务5省区，这种模式曾有效保障了区域电力平衡。

但随着新能源大规模接入与用电需求激增，这一模式的局限性日益凸显。东西部电力资源供需失衡成为常态：东部省份负荷屡创新高却缺绿电，西部清洁能源富集却频现“弃风弃光”。

10月的浙江正遭遇严峻的供电挑战。罕见持续高温让全省最高负荷飙升至11582万千瓦，同比增幅达24.7%。与此同时，灵绍直流等外电入浙通道恰逢年度检修，省外电力供给骤减，使保供形势雪上加霜。

此次跨区现货交易的核心创新在于用“市场机制”替代传统计划调配。国网华东分部汇总浙沪用电需求形成量价曲线，传递至南方现货交易平台；南方电网根据云南水电大发、广东风电稳定的富余情况完成出清，最终通过云霄直流实现精准匹配。

02 政策框架成型，“1+6”规则体系构建统一基础

两大电网首次跨区现货交易的实现，得益于国家层面持续完善的政策框架。2025年8月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》，标志着涵盖电力市场各品种各环节的“1+6基础规则体系”初步构建完成。

这一体系以《电力市场运行基本规则》为基础，配套电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，以信息披露、市场注册、计量结算规则为支撑，从根本上解决了过去市场规则“碎片化”“差异化”的问题。

国家能源局市场监管司有关负责同志指出，该规则体系为电力商品自由流动统一了“度量衡”，为电力资源在更大范围内共享互济和优化配置扫清了制度障碍。

2025年6月28日，交易范围覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区的南方区域电力市场正式启动连续结算试运行，成为全球规模最大的统一出清电力现货市场，为全国统一电力市场建设提供了区域实践样本。

03 硬件支撑强化，特高压电网打通能源大动脉

政策“软联通”之外，特高压电网等硬件基础设施的完善为跨区电力交易提供了物理可能。

云霄直流通道是此次交易的关键工程。这条2022年投运的通道连接福建与广东，额定容量300万千瓦，不仅实现了两大电网的物理互联，更搭载了智能控制系统，能实时传递电价、负荷等数据，为市场化交易提供技术支撑。

截至2025年，我国“西电东送”输电能力已超过3亿千瓦，为能源资源大范围配置提供有力支撑。国家电网已建成“16交20直”特高压工程，在运在建特高压工程线路长度达到4.8万公里，使跨区电力输送能力大幅提升。

这些电力“高速公路”的建设，使得西部清洁能源可以大规模输送到东部负荷中心。2024年，全国跨省跨区输电能力达到3亿千瓦，全年输送电量超过2万亿千瓦时，其中清洁能源占比超过40%。

04 市场机制创新，价格信号引导资源优化配置

此次跨区现货交易的核心突破在于实现了从“计划价”到“市场价”的跨越。现货交易的核心是“价格发现”，分时电价真实反映供需关系。

交易数据显示，浙江12时现货电价较基准价上浮20%达0.8元/千瓦时，而广东同期因风电大发电价仅0.5元/千瓦时，价差驱动清洁电力自然流向高需求区域。这种价格信号引导资源配置的机制，正是统一电力市场的核心优势。

机制创新还体现在市场主体的多元化参与。除传统发电企业和电网公司外，新型主体如储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等也积极参与市场交易。

截至2025年6月底，全国电力市场经营主体数量达97.3万家，同比增长23.8%，形成了由发电企业、电力用户以及售电公司组成的活跃群体。

05 储能市场崛起，政策与需求双轮驱动

统一电力市场建设的推进，为储能行业发展创造了巨大空间。2025年9月，国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，提出到2027年新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元。

储能中标价格已出现止跌反弹。CNESA数据显示，2025年9月储能中标规模5.5GW/19.8GWh，2h储能系统均价为0.596元/Wh，环比增长5.6%。

价格上涨主要源于电芯供应紧张、全球需求强劲等因素。

统一电力市场为储能提供了多元化的盈利模式。储能项目可通过峰谷电价差套利、参与辅助服务市场、容量电价补偿等途径获取收益。

例如，内蒙古给予独立储能容量补偿单次0.35元/kWh，且现货市场价差基本在0.3元以上，使其IRR超15%。

06 绿电消费加速，市场化机制促低碳转型

统一电力市场建设正有力推动绿色低碳转型。2024年1-10月，全国绿电交易电量达1783亿千瓦时，同比增长120.9%，交易绿证2.53亿个，更好满足企业绿色用能需求。

在此次跨区现货交易中，南方电网送出的电力中90%是水电和风电，相当于减少浙江燃煤16万吨，减排二氧化碳40万吨。2023年1—9月，全国跨区现货交易中清洁能源占比已达41%，较上年提升12个百分点。

市场机制还促进了绿色消费模式的创新。电力用户不仅可以购买绿电，还可通过购买绿证等方式满足绿色用能需求。

2024年，全国绿证交易量同比激增364%，绿电交易电量增长235.2%，反映出市场对绿色电力环境的认可度不断提升。

07 区域协同发展，从分割走向统一的市场格局

统一电力市场建设正在重塑区域能源发展格局。南方区域电力市场作为先行者，已成为全球电量规模最大的统一出清电力市场，日均交易规模超过38亿千瓦时，超过英国、法国、德国用电量规模总和。

在湖北，省间交易正成为售电公司突破省内资源限制的关键工具。2024年，湖北省外购电量约为240亿千瓦时，同比增长9%，其中省间中长期交易电量约为220亿千瓦时，占比93%。

云南则率先出台新能源全面入市实施方案，通过优化中长期交易机制，明确绿色环境价值收益规则，让新能源入市衔接更顺畅、更规范。这些区域实践为全国统一电力市场建设积累了宝贵经验。

从“区域墙”到“全国网”，两大电网的首次跨区现货交易标志着中国电力市场建设进入新阶段。到2029年，我国将全面建成全国统一电力市场，届时电力资源配置将更加高效，为能源绿色低碳转型提供坚实支撑。

这一进程不仅将重塑电力行业格局，更将为经济社会发展提供强劲动力。正如国家能源局党组成员、副局长宋宏坤所言：“建设全国统一电力市场，是能源行业聚焦构建高水平社会主义市场经济体制的重要实践。”