日前，在今年锡盟送山东特高压交流1月份补充交易中，国内首次跨省跨区风电双边交易完成，并顺利通过安全校核。

根据北京电力交易中心发布的数据，截至2017年10月，国网经营范围内，跨省跨区交易电量累计完成7224亿千瓦时，其中风电、光伏等新能源交易电量达到412亿千瓦时，同比增长38.7%。2017年，山东电力交易中心共组织完成21批次跨区跨省电力直接交易，达成交易电量167.77亿千瓦时，同比增长43.94%，交易规模居全国首位。然而记者在采访中了解到，全国范围内真正以市场化方式开展的跨省跨区电力交易占比仍然较低，改革活力仍待释放。

市场电量占比较小

“现阶段，跨省跨区电力输送仍然以计划电量为主，市场电量实际占比较小。”有电力行业专家指出，目前跨省区送受电，“输送”多而“交易”少，“电力输送主要围绕西电东送通道展开，由国家发改委经济运行局或国家电网负责安排年度计划。”

除计划电量外，现行跨省跨区交易还包括输电、售电地区政府间签订输电协议，以及由国家电网公司组织开展的集中挂牌交易等形式，完全市场化交易并非跨省跨区电力交易的“主流”。

以江苏为例。2017年，江苏跨省跨区年度交易电量首次超过1000亿千瓦时，其中外购电量953亿千瓦时，同比增长30%，送出、置换电量53亿千瓦时。据了解，这些跨省跨区电量的主要来源，包括山西阳城电厂、四川锦屏和官地电厂(锦苏特高压送端)等水电、三峡水电、西北新能源、雁淮特高压、锡泰特高压来电，以及华东区域内交易。

“1000亿千瓦时的交易电量中，清洁能源占比超过一半，大部分都是计划电量与协议电量。”江苏电力交易中心工作人员表示。

据了解，“十二五”期间，山西陆续与江苏、山东、湖南、湖北等省签订“晋电外送”协议，山西阳城电厂通过三回500千伏线路以点对网方式向华东电网输电。2017年初，江苏省政府与新疆自治区政府达成送电协议，国网江苏电力也主动联系青海电力交易中心与江苏电力交易中心，促成10.67亿千瓦时“电力援疆”与5.335亿千瓦时“青电送苏”。此后，江苏又与陕西签订了年度10亿千瓦时的“电力援陕”框架协议，在帮助西部省份发展的同时，积极消纳风电、光伏等新能源电力。

而在南网区域内，云南、贵州、广东三省通过电量置换，尝试以市场化交易的方式对原有交易格局进行突破，并取得一定成果。2017年9月12日，上述三地通过广州电力交易中心，以挂牌交易的方式，将原来由贵州送广东的6.2亿千瓦时火电电量改为云南水电。贵州出让电量后，缓解了冬季储煤压力，云南水电得以消纳，受电方广东则获得低于2017年西电东送框架协议价0.11元/千瓦时的优惠，节约购电成本6800万元，实现了多方共赢。

“壁垒”难消，价改待落实

记者在采访中了解到，尽管有关跨省跨区电量交易的配套文件与改革措施正在推行，但各地优先考虑当地企业发展所设置的“交易壁垒”，仍然是制约跨省区电力市场化交易的主要因素。

“东部省份较发达，但同样面临经济下行压力。”上述专家表示，“为尽可能保障本地发电企业利益，地方政府就选择少要甚至拒绝、阻止外来电力。”不仅如此，记者了解到，作为送电方的中西部省份，也存在为照顾当地企业，将较低价格电力留在省内，而将价格较高电力进行外送的情况。“目前跨省区电力交易的价格形成机制、规则透明度均存在问题，受电方电价偏高的情况时有出现。”该学者说。

“这种地方保护，实际上是把‘双刃剑’。在价格和需求合理的情况下，跨省跨区送电有利于实现送受双方的共赢。”山东某供热企业负责人认为，如果放开跨省跨区电力交易市场，东北地区供热机组在供暖季可将多发电量以较低价格甚至负价格外送，既为受电省份提供了廉价电力，也有利于缓解供热机组调节运行方式的压力，减少停机、压负荷等带来的损失。

为逐渐完善交易机制，近年来，电力交易价格机制改革工作持续推进。日前，国家发展改革委会同有关方面制定了《区域电网输电价格定价办法(试行)》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法(试行)》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》(以下简称“两办法一意见”)，继2017年《省级电网输配电价定价办法(试行)》之后，又开始了增量配电网、地方电网、区域电网、跨省跨区工程等输配电价格的改革进程。2017年6月底，全国省级电网全部进行了输配电价改革，而根据“两办法一意见”，预计今年年底前，将完成所有已核价跨省跨区专项输电工程成本监审和输电价格复核工作。

“输配电价核定尚不完全，已完成核定的部分也有待进一步落实，有的省份最后度电价格降幅还不到1分钱。”知情人士对记者表示，部分已完成输配电价核定的省份终端电价变化不大，市场积极性不高，“‘两办法一意见’的出台，形成了由增量配电网到区域、跨区的全环节输配电价格监管框架。但由制度框架形成到价格改革最终落实，还有很长一段路要走。”