“跨省跨区电力交易价格政策不够完善。例如，青豫直流、藏东南送广东输电线路已规划好，但（送受端）接受的价格差距很大。”
日前，由中国能源研究会和中国电力企业联合会主办、自然资源保护协会(NRDC)支持的“2025电力低碳转型年会”在北京举行。中国能源研究会特邀首席专家、双碳产业合作分会主任黄少中在会上作出上述表述。
他举例称：“比如送端送出去的电价是0.45元/度，受端0.4元/度都接受不了，甚至更少。”
出现这一交易定价矛盾的原因在于，送受端有不同的诉求。例如，受端的诉求是要稳价、增绿、保供，送端则是要回收投资成本，满足输送通道的绿电比例。
据公开信息，青豫直流起于青海海南州，止于河南驻马店市的工程，总投资约226亿元，已于2020年12月30日投运；藏东南送粤港澳大湾区特高压直流输电工程的动态投资为531.68亿元，于2025年7月获得国家发改委核准，计划于“十五五”期间建成投产。
跨省跨区电力交易是实现全国统一电力市场建设目标的关键路径。2022年，中国明确提出要建设全国统一电力市场体系。
2025年7月，国家发改委公布《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，要求国家电网公司、南方电网公司依托跨电网常态化交易机制实现电力资源优化配置，标志全国统一电力市场建设按下加速键。
国家能源局数据显示，今年上半年，全国累计完成电力市场交易电量2.95万亿千瓦时，同比增长4.8%。其中，跨省跨区交易电量6707亿千瓦时，同比增长18.2%，占比约22.73%。
此次“2025电力低碳转型年会”发布了报告《提升区域电力互济能力，促进新能源高比例发展》（下称《报告》），以西北地区为案例，针对提升区域电力互济能力等问题进行了剖析。
西北地区是中国新能源发展潜力最大的地区。截至2024年年底，西北地区新能源装机已经突破3亿千瓦，占全国总量的35%，西北电网占全国新能源总装机容量的21.63%。
西北电网也是中国外送规模最大的送端区域电网，截至今年6月底，已建成特高压直流通道14回，总容量达到8671万千瓦。
国网能源研究院发布的《中国新能源发电分析报告2025》显示，截至2024年底，全国已建成42条特高压输电通道。
根据西北五省(区)发改委、能源局信息显示，新疆-川渝、陕北-安徽、甘肃-浙江等三条特高压直流已经进入全面建设阶段，有望在2025-2026年投产。陕北-河南、陕北-武汉、河西-浙江、巴丹吉林-四川、青海-广西、青海-广东等多条规划特高压直流通道正在稳步推进。
根据《报告》，西北地区已建成的多条特高压外送通道中，实际输送能力未达预期，部分受端电网接纳能力不足，导致通道利用率偏低。
《报告》提出，目前，跨省跨区中长期交易价格多以政府间合作框架协议形式明确，一般以受端省省内市场交易平均价或燃煤基准价扣减输电价格协商确定。但是，受供需情况、经济发展、市场水平电力曲线等多种因素的影响，存在市场价格协调形成困难的问题。
与此同时，送受端省份协商中长期送电价格，通常参考受端燃煤发电基准价，由于煤电容量电价机制的建立导致燃煤基准价有所调整，跨省跨区中长期交易电价格需要考虑此类因素，配套电源的调节成本应由受端予以疏导，以市场化方式形成价格。如果调节成本难以疏导，可能造成收益空间小甚至经营亏损，影响发电主体投资积极性。
《报告》还指出省间市场价格高于省内市场价格的倒挂现象。
这主要是由于输配电价推高成本和计划送电与现货市场脱节所致。西北送端与东部受端中长期价格包括送端发电价、跨省输电价及受端输配电价，导致落地价高于本地交易价。
同时，跨区交易价格往往执行政府协议，与受端省份电力市场价格脱节。2024年以来煤炭价格持续处于低位导致煤电基准价普遍下浮，东部负荷中心光伏、风电装机量的快速增长，使得广东、山东、江苏、浙江等电力需求大省电力市场价格持续下行，某些时段甚至出现负电价，进一步加剧了价格倒挂现象。
多位电力交易中心负责人对跨省跨区电力交易中送受端协同的难度深有体会。
南方能源监管局市场监管处原处长、广州电力交易中心原总经理助理卢勇表示：“各方面的诉求协调极其艰难，我们做了很多协调工作，通过市场化建设减少了很多行政性的干预。”
江苏电力交易中心有限公司董事长柳惠波称，电力整体供需形势已发生变化，从此前的全年供需偏紧到现在的局部时段趋紧，尤其是省内的市场化价格在逐渐下降，相对应的区域外的电价就可能产生一定的价格差。这些因素对送受端如何平衡好这样的关系提出了挑战。
除了送受端价格难协调外，西北地区电力跨省跨区交易还面临外送需求增长与通道不足的矛盾，以及送受端曲线匹配困难、中长期交易价格协商效率低、送受端市场主体参与跨区交易受限等挑战。
国家发改委、能源局2022年2月发布的《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》显示，到2030年，内蒙古、新疆、青海等七省区规划建设4.55亿千瓦风光基地。
《报告》称，截至2025年6月，西北电网外送能力仅8671万千瓦，相较于西北地区快速增长的新能源装机，现有外送通道明显不足。
此外，西北地区送端省份新能源发电波动性与省内调节能力不足并存，跨省交易面临价格机制不完善、输电成本分摊争议等问题。中东部地区对绿电需求增长，但消纳责任权重分配、跨省绿电环境价值认定等机制尚未健全，制约了绿电交易规模的增长。
目前，西北地区新能源占跨区域输电比例仍然不高。
2024年，西北电网新能源外送电量达到1005亿千瓦时，首次突破1000千瓦时，但占全年外送电量比重约为25.12%，远未达到50%的预期。现阶段仅有青豫直流为清洁能源为主的通道，其余多数输电通道煤电占比均超过50%。
针对上述问题和挑战，《报告》从建设特高压直流通道、完善跨区电力市场机制体制、价格政策等方面提出几点建议。
其中包括：为解决送受端省份关于配套调节电源容量电价分摊矛盾问题，建议建立跨省跨区调节资源交易市场；送受端省份建立“保障小时数固定电价+增量部分市场价格”模式；建立与新能源相对应的动态的输配电价机制，减少省间价格长期高于省内价格的不平衡问题等。
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