一、跨省区电力市场交易现况
随着北京电力交易中心、广州电力交易中心、31家省级电力交易中心先后组建完成以及省间、省内中长期交易机制的逐步完善，我国“省间-省内”两级市场总体架构已基本建成，跨省区电力市场化交易规模不断提高。
一是跨省区电力市场建设不断深化。一方面，《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则(暂行)》和《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则（暂行）》的印发，标志着跨省区电力交易规则体系的初步确立。另一方面，两大电力交易中心仍在深入探索和推进电力市场建设工作。
二是跨省区市场交易品种不断创新。2018年，北京电力交易中心通过双边协商、集中竞价、挂牌等方式组织市场交易599次，组织开展西南水电与西北新能源分时段打捆、长江与黄河水电打捆等创新交易，此外还组织开展省间富余可再生能源现货交易70亿千瓦时；广州电力交易中心以消纳云南富余水电为重点，组织开展了各类市场化交易，主要品种包括云南送广东增量挂牌交易、云贵水火置换交易、广西送广东临时支援挂牌交易、溪洛渡右岸增送广东市场化交易、云南送广东发电合同转让交易等。
三是跨省区市场化交易规模显著增长。2018年，北京电力交易中心组织完成省间交易电量9682亿千瓦时，同比增长10.6%。其中市场化交易电量3514亿千瓦时，同比增长29%；广州电力交易中心全年组织西电东送电量2175亿千瓦时，同比增长7.2%，其中市场化交易电量295亿千瓦时，同比增长10.1%。
四是跨省区市场化交易切实使电力用户享受到改革红利。2018年，国家电网区域通过开展电力直接交易累计降低用户用电成本373亿元，平均降低电价0.0301元/千瓦时；南方电网区域累计降低用户用电成本285亿元，平均降低电价0.084元/千瓦时。
五是跨省区市场化交易有效促进了清洁能源消纳。2018年，北京电力交易中心完成清洁能源省间交易电量4373亿千瓦时，其中省间新能源交易电量完成718亿千瓦时，同比增长45.8%，新能源发电量和占比实现“双升”，弃电量和弃电率实现“双降”；广州电力交易中心全年西电东送清洁能源占比86.1%，云南弃水电量同比下降114亿千瓦时，广西未发生弃水。
二、跨省区电力市场交易存在的主要问题
(一)网源发展建设不协调，跨省区输电通道能力受限
2014年以来，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推进大气污染防治行动计划12条重点输电通道建设的通知》，分期批量核准了相关输电通道工程，并与国家电网公司、南方电网公司签署《大气污染防治外输电通道建设任务书》。目前，各项通道工程均按期建成投产，其中锡盟-山东特高压交流、雁淮（山西-江苏）特高压直流等输电通道工程自建成后未达到设计输电能力，利用率偏低。
(二)跨省区输电价格机制存在不合理、不灵活情况
跨省区输电工程输电价格下调与公共成本回收机制不明，加重企业经营压力；跨区输电价格机制不灵活，不利于跨区电力市场交易规模的扩大；跨省区输电通道使用权市场化分配机制尚未建立；绕道输送电力的输电价格机制有待完善。
(三)包含跨省区电力市场的统一市场体系有待完善
目前，我国已经建成北京、广州两家跨省电力交易平台和31家省级电力交易平台，省间、省内中长期交易机制基本建立，广东、浙江、蒙西等现货市场试点逐步推进，但各省市场模式和规则差异较大，跨省区和省内两级交易平台的耦合衔接、协同运作有待加强，包含跨省区电力市场的统一市场体系有待完善。
(四)可再生能源发电参与跨省区市场交易的机制有待完善
可再生能源发电参与市场交易规则有待完善；部分可再生能源富集地区电力外送能力不足，无法满足市场需要；可再生能源发电参与受电地区辅助服务市场有待规范。
(五)发电侧、用户侧市场主体参与跨省区电力市场准入有待落实
目前，跨省区电力市场交易的实践中，售电公司和电力用户参与的情况比较少见，多数市场化交易的组织过程中并不支持售电公司、用户参与。跨省区电力市场大部分采取“网对网”的挂牌交易方式，交易电量、电价均提前确定，作为市场主体的发用两侧无法直接参与市场竞争。
(六)地方政府行政干预跨省区电力市场运行问题较为普遍
一是跨省区电力交易中仍然存在一定程度省间壁垒；二是对跨省区市场交易进行不合理限制和干预；三是近期南方电网各省区政府对西电东送跨省送电市场干预力度增大。
(七)跨省区电力市场交易信息披露机制有待完善
目前，相关跨省区电力交易机构制定电力市场交易规则中，都对信息披露进行了明确，但是从实际情况看，跨省区电力市场信息披露工作仍存在着不少问题，相关制度有待完善。
一是部分交易中心对于交易批次、交易内容、交易结果等信息的公开不及时、不充分，影响了企业对后续的交易进行预判。二是对电网约束、安全校核等信息披露不完整，影响市场成员竞争策略的制定实施。三是电力交易信息发布格式不够统一和规范，市场交易信息等查询、检索和有效使用困难。
(八)跨省区电力市场监管有待加强
目前，针对跨省区电力市场交易，国家电力监管部门及其派出机构还没有形成专项的监管办法和规则，急需进行完善。跨省区电力市场监管的重点应放在跨省区电力市场交易规则的制定和实施，发电企业、售电企业、电力用户等参与跨省区电力市场的公平准入，跨省区输电通道输电价格的制定和落实，电力市场交易信息有效、及时披露，市场成员信用管理等方面。
三、政策建议
(一)加强电力统一规划，推动网源协调发展，提高跨省区输电通道利用率
一是进一步加强电力统一规划。建议主管部门在研究制定电力规划、核准重大电力项目时要更加注重科学论证，讲求实效；及时跟踪供需形势变化，对规划进行的滚动调整和优化；有序推动重大项目建设实施，保障网源协调发展。
二是优先推动跨省区输电通道配套电源项目建设实施。
三是加强统筹协调，推动跨省区输电通道送受电双方签订长期送受电协议。
(二)改革完善专项输电工程定价机制，提高跨省区输电通道输电电价灵活性
一是将降低跨省跨区专项输电工程输电价产生的准许收入缺口纳入电网企业后续年度成本监审中统筹考虑，同时按照成本监审相关性要求，准确归集跨省跨区专项工程相关成本，科学分摊公共成本，保障电网可持续运营。
二是对部分以输电为主的跨省区输电通道开展两部制电价（容量电价为主）的电价机制试点，大幅度降低送、受电地区市场化交易的输电电量成本。
三是建立灵活的输电价格浮动机制。按照输电效益总体目标最优原则，采用夏冬高峰上涨、春秋低负荷下调、全年平均输电价格保持不变的方式，调动发电侧、用电侧参与市场的积极性。
四是研究完善绕道输送电力的输电价格机制。
五是超前研究跨区输电通道使用权（输电权）市场化分配机制。
(三)强化顶层设计，建立完善包含跨省区电力市场在内的统一市场体系
一是研究完善跨省区电力交易平台和省级交易平台之间的协调机制，保障跨省区电力市场交易与省内市场交易的合理衔接。
二是研究完善跨省区电力市场中长期交易与现货交易协调机制、跨省区电力市场交易与电网运营的协调机制。
三是开展全国电力市场总体构架的规划研究和试点。
(四)研究完善可再生能源发电参与跨省区市场交易的机制
一是尽快完善可再生能源市场化交易机制。研究落实可再生能源发电绿证颁发与市场化交易办法，建立健全绿证交易体系，推动可再生能源发电电能量交易与绿证交易分离的市场交易机制，降低交易和管理成本，提高运行效率。
二是加快部分资源富集地区电力外送能力建设。
三是规范跨省区送电参与受电地区辅助服务市场机制。
(五)逐步放开发电侧、用户侧市场主体参与跨省区电力市场准入
一是落实北京、广州两个交易中心跨省区中长期电力交易规则对跨省区市场成员的规定，开放电力用户和售电企业参与跨省区电力市场，推进跨区电力市场交易持续繁荣与发展。
二是在跨省区市场交易包括发电权交易中，对发电侧市场主体给予公平对待，开放更多的发电企业参与到跨省区电力市场交易中。
(六)坚持市场在资源配置中起决定性作用，更好发挥政府作用，避免政府过多干预电力市场运行
一是坚持市场在资源配置中起决定性作用，着力构建科学合理的市场交易和电价形成机制，确保跨省区电力交易按照市场规则有序开展。
二是督促各省级电力市场管理部门，从能源电力供应保障、建立开放公平的市场等角度出发，进一步放开电力用户、售电公司等市场主体参与跨省区电力市场交易限制，消除省间市场壁垒。
三是电网企业实施降低工商业电价措施后，对农业用电、居民用电等享受的交叉补贴及电网企业 “东西帮扶”产生的费用，主管部门应研究解决措施。
(七)建立完善跨省区电力市场交易信息披露机制，进一步加强跨省区市场监管
一是明确交易中心是市场信息披露主体，全面负责交易信息披露工作；二是在征求各市场主体意见的基础上制定信息披露清单和信息披露模板，规范完善市场信息披露制度；三是提高交易信息发布的完整性、及时性和准确性；四是开发适用于全国的电力交易信息客户端和统一的数据服务接口；五是加强跨省区市场监管力量，建立完善监管规章，推动跨省区电力市场健康发展。
