我国自2022年发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）以来，在构建全国统一电力市场体系的总体要求下，电力行业加速市场化转型，体制机制不断创新，电力资源正逐步实现全国范围内的高效流动与优化配置。近日，国家发展改革委、国家能源局正式批复《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》（以下简称《方案》），标志着我国电力市场真正实现跨电网经营区协同配置资源，是2025年初步建成全国统一电力市场体系的重要成果，为基本建成全国统一电力市场体系建设按下“加速键”。
一、深化制度建设，全力服务国家能源安全大局
国家能源安全是经济社会发展的基石。《方案》以制度建设为核心抓手，推动跨电网经营区组织开展常态化交易，为保障能源安全构筑了重要基础：
一是《方案》首次明确了由国家电网（北交/国调）、南方电网（广交/南网总调）联合开展交易组织、发布与结算，打破两大电网体系在制度上的协同壁垒。通过建立交易平台互联互通、协同出清交易结果、厘清调度校核边界、互认结算数据等多环节的制度框架搭建，将可实现跨电网经营区电力资源的优化配置。有利于在度夏保供关键期，云南水电可通过闽粤联网工程及相关联络通道等直送长三角负荷中心，提升全网应对极端天气的韧性。
二是《方案》将“安全优先”列为总体原则之首，提出了坚持“安全优先、公平开放、灵活高效”的原则，并在制度上明确了责任边界，保障交易的可执行性。通过设置“双方取小”的安全校核原则，由国调与南网总调联合把关，强化了安全优先的制度约束，确保交易计划不超过通道送电极限；在结算中则以产权分界点为结算核心，联合清分、数据互认、各自出单、分区担责，将物理关口与权责界面锁定，避免结算争议引发的安全风险。
三是《方案》以闽粤联网为切入点，在保障闽粤两省之间交易优先的前提下实现了通道富余能力向全网开放。《方案》创新性提出了非闽粤交易暂按2.56分/千瓦时收取输电费、输电费50%冲抵两省容量电费等措施，不仅有利于提高输电通道利用率、平衡全网需求，还为电网经营区之间的利益协调问题提供了解决方案和可复制的范本，是制度在推动安全性与经济性联动方面的重要体现。
二、创新市场机制，支撑可再生能源高质量发展
为进一步支撑“双碳”目标实现，《方案》聚焦可再生能源发展要求，构建覆盖交易、流通、认证全链条的支撑机制，通过市场化手段引导绿色电力跨电网经营区流动：
一是《方案》创新市场交易模式，建立了绿色电力交易在全国范围的常态化交易机制。《方案》允许发电企业以单个可再生能源发电项目作为交易单元、电力用户（含通过售电公司代理）自主选择参与跨电网经营区的绿色电力交易，减少代理层级以加强绿色资源供需的自主匹配。在市场机制层面实现了资源端与消费端的直接交易，为构建全国性绿电消费市场扫清体制机制障碍，为南方绿电送长三角、西北、蒙西绿电送南方等交易铺平了道路，极大地拓展了绿电的消纳空间和市场范围。
二是《方案》构建了覆盖绿电生产、交易、消费等全流程的管理体系，打通了跨电网经营区的绿证核发与划转等环节。《方案》要求可再生能源发电项目建档立卡、信息匹配清晰，并特别强调了明确补贴状态、具备电量精准计量与推送条件，以确保绿证可核发、可追溯；同时，发电企业的绿证已明确由注册地交易机构统一申领，并由国家级平台总体支撑绿证的核发和划转，此举能够从源头保障了绿电交易环境属性真实可靠，真正实现绿证“一地核发、全网互认”，有助于推动绿电的大范围流通。
三是《方案》在遵循“三者取小”的结算原则的同时完善了跨电网经营区的结算流程。《方案》提出了受入方交易机构取绿电合同电量与用户实际用电量二者较小值，将此值提供给送出方交易机构；送出方机构结合自身掌握的发电侧实际可结算电量信息，按照“三者取小”原则结算。这一机制有效规避了证电不符、超额核发等风险，确保了绿证的唯一性和环境权益的真实转移，是支撑绿电交易健康发展的核心保障。
三、展望
《方案》的批复实施，是国家层面对电力体制改革深水区的战略攻坚，更是国家治理能力在关键基础设施领域的深刻体现。《方案》以“安全优先、公平开放、灵活高效”为原则，以针对性的机制设计破解交易堵点，以分阶段的目标规划推动各电网经营区渐进式融合，为跨电网常态化交易提供了清晰的实施路径。《方案》有助于提升我国电力资源的时空配置效率，增强能源供应韧性，加速能源清洁转型进程。展望未来，国家电网与南方电网两大经营区将在统一规则、融合开放的市场环境中形成崭新交易格局，支撑建设更加安全、绿色、高效的现代能源体系，为中国式现代化建设注入强劲动力。