据能源圈了解到，近日，为深入贯彻落实习近平总书记在中共中央政治局第十二次集体学习时的重要讲话精神，做好新形势下新能源消纳工作，国家能源局发布了《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》（国能发电力〔2024〕44号），从推进配套电网项目建设、系统调节能力提升和网源协调发展、发挥电网资源配置平台作用、优化新能源利用率目标、新能源消纳数据统计管理、常态化开展新能源消纳监测监管工作等多方面提出了重点举措，确保新能源大规模发展的同时保持合理利用水平，推动新能源高质量发展。其中第9项举措中“优化省间电力交易机制，根据合同约定，允许送电方在受端省份电价较低时段，通过采购受端省份新能源电量完成送电计划”这一句话可能并不起眼，但这却是文件中对于市场化改革最具突出性的具体要求，属于典型的“小切口”撬动“大改革”。

如何理解这一表述的“突破性”

长期以来，在原有输电通道规划方式下，由于各省发电中长期成本变化不大且比较稳定，送受两端存在稳定的电价差，跨省区送受电项目规划送电方向与经济性输送方向基本一致，受端省份根据对全年用电量以及全年发电量的预测结果购买电量维持电力商品总体数量的平衡，同时，交易电量也作为核定通道输电价格的依据之一，电网公司依据通道输电价格以及交易电量回收输电通道成本，输电费用与输送电量挂钩。

随着电力现货市场的建设，电力商品价格由原来的“成本定价”计划模式已经转变为“供需定价”的市场模式。近年来，各地逐渐开展了电力现货市场建设，市场价格不仅能够更加敏锐反映电力供需情况，还受经济发展、燃料价格、新能源增多等多种因素影响，市场价格波动较大，部分送、受端出现了价格倒挂问题，特别是在新能源装机较多的省份，倒挂现象尤其严重，且时段不定难以提前准确预计。由于当前省间交易要求物理执行，电网企业也受到输电费收入、通道利用率考核等因素影响，即便是在送受两端价格发生倒挂时（送端供应紧张程度高于受端），仍然会坚持按照原有的中长期合同（或政府授权合约）由“高价区”向“低价区”送电，省间交易送电量没有根据送、受端市场价格进行实时灵活调整，加大了送受两端电力系统平衡压力。尽管遵守合同的严肃性是符合市场化原则的，但是缺乏根据两端价格（现货）灵活调整的机制设计是重大的缺欠。

在2023年“五一”期间，新能源大发叠加用电需求不足，山东一天内负电价时长达到21个小时，我们要看到在这21个小时的背后，西北区域依然源源不断地向山东输送电力，同时山东本地的新能源面临严重的弃光挑战，实际相当于部分外来的火电（配套火电不参加山东省内调节）挤占了山东本省新能源的消纳空间，不利于促进新能源的消纳以及高质量发展。

在此情境下，《通知》对省间交易机制进行了优化，允许送端发电企业通过市场化的方式履行省间交易合同，打通了各种矛盾交织的关键“堵点”，省间交易以及执行方式将更具灵活性，更加市场化，不仅新能源能够在区域以及全国范围内进行消纳，各省平衡省内系统供需手段也将更加多元。

具体落实措施设计

顶层设计需要具体的落实机制才能真正发挥出实效。当前省间交易包含省间中长期交易以及省间现货交易，省间中长期与省间现货各自组织交易，各自进行结算。在省间中长期交易中，交易周期均是日以上的交易，且为避险设计的机制本身就不能够起到发现价格的作用，而《通知》中所说的“在受端省份电价较低时段”在日以上的省间中长期交易中无法体现，因此省间中长期并不能实现《通知》要求的对省间交易机制进行优化。实际上，能够真正体现出实际供需价格信号的市场为省间现货市场，省间现货市场的价格信号能够反映出低价时段，以及省内新能源消纳困难时段，需要省间现货市场根据各省内现货价格信号对省间输电通道计划安排进行进一步的优化。

由于我国目前的现货市场建设主要以省为实体，电网企业已基本以省网为基础进行系统的平衡调节，区域市场现在基本只有南方区域开始试运行。考虑到实际情况，直接放开省间送电计划阻力较大，只通过现货市场来确定省间输电通道计划的安排对当前各种机制的调整过大，存在一定的难度，因此当前可以以省间中长期交易为基础，通过对省间现货市场的优化设计来进行过渡。

省间输电通道根据各种交易合同累加分解曲线，会形成一条最终的输电曲线，用于进行省内系统的平衡以及市场运行的条件，在受端省内现货日前市场预出清之后，实际运行日各时段的价格得到了初步反映，在进行省间现货市场申报时，送端发电企业不仅应申报上调出力价格（现规则允许的增发），也可申报下调报价，即受端省份市场出清价格低到一定程度出现新能源消纳困难时，送端发电企业就可以采购受端电量（可在交易层面认为是送端发电企业将发电的权利出售给了受端新能源企业）来履行中长期合同。

以宁夏送山东为例，为方便计算，假设宁夏发电机组发电成本为0.2元/千瓦时，在山东5月1日的日前市场出清出现-0.1元/千瓦时的电价时段，宁夏发电企业如果在现货市场中进行了下调价格的申报，若一小时之内中标了20万千瓦时的电量，在实际执行中，该发电企业将会将电量留在相对供需形势较为“紧张”的宁夏，而山东则会因为少流入的外来电在新能源大发时段为新能源留出了20万千瓦时的消纳空间，双方供需形势都得到了优化。在实际结算中，送端发电企业需要结算省间中长期电费以及在受端买电费用，省间中长期电费并没有改变，但是获得了2万元的受端买电收益，同时，该发电企业节省了发电的成本支出4万元，合计下来该发电企业通过在受端购买新能源电量完成送电计划共增加了6万元的收益。

做好协同发展

按照上述的分析，《通知》中该要求实施后，送受两端电力系统、送端发电企业、受端新能源企业都享受到了改革的红利，但是由于送电量的减少，电网企业回收的通道输电费用将会减少，虽然现在省间现货交易中将输电费用折算到电价之中，但是最终电网企业会进行清算，输电费用还是按照实际的送电量计算，所以还需要加强机制的配套协同，促进《通知》的有效落地。

实际上，新型电力系统下省间通道的主要作用是促进省间的互济与保供，其中保供的定义并非送一条不变的基荷曲线，而是高峰（受端净负荷曲线高峰）能顶、低谷（受端净负荷曲线低谷）能停，定向送电的作用会越来越弱化。大力发展以风光为主新能源的新形势，为互济与保供带来了新的要求，互济中“济”的不仅是电力，还包含了消纳能力，保供中“保”的不仅是用电高峰，还包含“净负荷”（负荷曲线扣除外来电与新能源出力后的曲线）低谷时的系统平衡。在新能源大力发展的长期趋势下，通道两端由于新能源出力的不确定性，使得省内供需形势随之剧烈波动，极端高价与低价交替出现且送受两端市场的极端价格出现时间也不同步，体现在输电通道为“阻塞”与“低功率”状态的不断变换，输电通道的作用实际上正在由之前的输送电量转化为时段性的输送电力，输电通道的衡量指标也将由“电量”转化为“容量”，虽然输电通道发挥的互济与保供作用更强，但是整体的送电量却是减少了。我国在构建新型电力系统的过程中，即便是没有《通知》中的要求，由于输电通道送电量的减少必然会使得当前“单一电量制”的输电价格机制无法收回成本，只是《通知》的发布放大了送电量的减少程度。

因此当前亟需优化省间通道的价格机制，输电通道功能定位的转变带来其价值定位的转变，输电通道主要价值将体现在容量价值，因此输电通道价格机制也应围绕通道实际价值进行优化设计，可将输电通道价格机制由单一电量制改成单一容量制，将电网企业需要回收的输电费用与送电量进行解绑，不再考核输电通道的利用小时，解除电网企业的“后顾之忧”，避免电网企业因考核指标约束以及成本回收等因素继续物理执行省间交易结果，同时送受两端交易也不再需要受到价差约束，有效提高省间交易成交电量，在省间现货市场以及后续的区域电力现货市场中也不需要考虑输电费用约束，有利于推动各省/区域电力现货市场衔接，促进电力资源在更大范围内的经济性流动，真正落实《通知》文件要求，有助于提升电力在更大范围内的互济与保供能力，促进网源协同发展以及新能源高质量发展落到实处。

近期习近平总书记在企业和专家座谈会上强调全面深化改革要“要更加注重系统集成”“要重谋划，更要重落实”，当前省间交易机制已经取得了顶层设计的突破，下一步应推动各领域各方面改革举措同向发力、形成合力，增强整体效能，通过省间交易机制以及输电通道价格机制优化，推动新能源的高质量发展，加快新型电力系统的建设进程，促进电力行业市场化改革的全面深化，优化全国统一电力市场体系建设，实现电力资源在更大范围内的优化配置。