7月14日，国家发展改革委有关负责人在就《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》答记者问中表示，在持续加强网间通道“硬建设”“硬联通”的同时，用跨电网交易机制的“软建设”打破市场分割，实现国网、南网间的“软联通”…… 这是深化电力体制改革的重要突破，也是全国统一电力市场体系建设的重要一步和标志性成果。
此前，国家发展改革委、国家能源局发布《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，原则同意国家电网和南方电网共同上报的《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》（下称“方案”）。
方案主要包括以下内容：一是针对不同交易类型，详细设计了交易组织、安全校核、交易执行、交易结算、绿证划转、信息披露等跨电网交易业务流程。中长期、现货、绿电交易等各类交易类型均可在电网间灵活开展；二是明确了跨电网交易的安全校核及执行原则；三是明确了交易平台信息互联互通和共享互认的原则。
方案进一步提出了跨电网经营区交易的近期、中期和远期工作目标，最终实现“两网”（国家电网和南方电网）各自经营区内和跨电网经营区间交易融合开市。
据经济观察报了解，该方案于上周五正式公布后，多家售电公司要求员工周末编制方案解读文件，以了解其对未来售电业务的影响。
售电公司是指持有某省（地区）售电资质，可以在相应的省（地区）的电力交易中心进行电力交易的企业。电力用户可以向售电公司购买电力套餐，以节省电费。售电公司则通过电力交易、兴建发电设施等手段，降低自己的购电成本。购电成本与零售套餐的差额，就是售电公司的利润。
正泰安能电碳交易中心电力交易相关负责人对经济观察报表示，该政策下发之后，中小售电公司若不能在1年至2年内完成系统升级，将被迫退居区域零售商或转型为服务商。正泰安能是目前参与绿电交易规模最大的户用光伏企业。
他表示，头部企业可依托全国性的业务布局，开展大规模的跨区域交易。随着跨经营区交易机制的不断完善，交易品种和频次增加，头部企业能更好地利用其规模优势，应对市场变化，获取更多的市场机会。
全国统一电力市场加速推进
今年以来，国家发展改革委、国家能源局已经针对全国统一电力市场建设发布多份文件。例如，今年4月29日发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确各省（地区）电力现货市场建设时间表；4月8日发布《关于加快推进虚拟电厂高质量发展的指导意见》，确认了虚拟电厂作为电力现货市场新型市场主体的地位；2月9日发布《关于新能源上网电价市场化改革，促进新能源高质量发展的通知》，明确新能源发电需进入电力现货市场等。
本次方案的发布，进一步明确了全国统一电力市场建设的工作目标。根据方案，2025年常规电能量市场化交易方式将变多、交易周期将缩短，推动在全国范围内满足电力用户绿点消费需求。现货交易从日前起步，按日开市，实现两网间的余缺互济，并实现两网交易平台的互联互通以及市场成员“一地注册、全国共享”。
2026—2029年，将进一步推动电力资源在全国范围内自由流动和优化配置。
2030—2035年，最终实现“两网”推动统一市场规则、交易品种和交易时序，国家电网、南方电网经营区内和跨经营区交易实现融合开市，全面实现各类经营主体公平竞争，促进电力资源在全国范围内自由流动和优化配置。
据电力规划设计总院能源政策与市场研究院院长凡鹏飞解读，长期以来，国家电网和南方电网两大经营区的电力市场相对独立运营，形成了事实上的市场分割，这是构建全国统一电力市场的关键体制性障碍。方案填补了跨电网经营区交易的制度空白，为初步建成全国统一的电力市场奠定了制度基础。
清华大学教授、电机系主任康重庆认为，方案以“安全优先、公平开放、灵活高效”为原则，通过针对性的机制设计破解交易堵点，并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，并加速能源清洁转型进程。
在答记者问中，国家发展改革委有关负责人表示，下一步，国家发展改革委、国家能源局将持续完善全国统一电力市场体系总体设计，破除体制机制障碍，健全配套政策，推动跨电网经营区常态化交易在更大范围内发挥优化电力资源配置作用。
“一地注册、全国共享”
多家售电公司人士向记者表示，该方案中对其影响最大的是第四部分“现货交易”中关于双方（国家电网、南方电网）市场成员如何互相参与的条文。
根据方案，如果南方电网经营区主体要参与省间电力现货市场，进行购售电交易，需在广州电力交易中心交易平台进行申报。经南方电网汇总后，形成“两网”联络线关口处的申报信息，再推送至省间电力现货交易平台，由国调中心、南网总调进行具体执行。
如果主体为国家电网经营区市场成员，则需在北京电力交易中心交易平台进行申报，由国家电网汇总，交由南网总调和国调中心进行具体执行。
方案明确指出，北京电力交易中心和广州电力交易中心需要共同明确市场注册共享信息格式，市场成员存在跨经营区经营或交易需求时，根据交易组织需要，将注册信息推送至另一方交易平台。
对于售电公司而言，这解决了过去想要参与电力市场，只能在各省（地区）内交易、注册、结算、信息披露的问题，变为“一地注册、全国共享”。
据经济观察报了解，由于今年以来全国各省（地区）纷纷开展电力市场现货交易，售电公司不得不在每个新开设的市场重新注册一家售电公司。
这种重复注册的需求也催生了售电公司资质代办或倒卖的现象。
这些中介或者通过类似公司营业执照注册等业务，为需要办理售电资质的人提供验资报告、从业人员证明、电力交易软件等服务，或者只是提供流程办理服务的方式，协助办理售电资质；还有些中介通过购买已在电力交易中心获得售电资质的公司，进行倒卖。
经济观察报向多名中介了解到，目前广东省电力交易中心售电资质服务价格约5万元（仅提供资质办理服务），或10万—15万元（提供验资报告、从业人员、电力软件等）。
此外，有的中介还提供售电资质转让服务。据经济观察报了解，目前广东省电力交易中心售电资质转让价格（中介购买售电资质）大概在13万元。
根据广东电力交易中心发布的《广东电力交易中心2025年第二季度经营主体座谈会情况通报》，会上交易中心对规范售电公司注册与持续满足注册条件等相关文件进行了宣讲，并介绍了交易系统使用体验的调研情况。
此外，根据广东电力交易中心发布的《关于开展2025年售电公司持续满足注册条件情况核查的通知》，从今年6月到12月，广东电力交易中心将通过企业自查、交易中心排查、交易中心整改处置等方式，要求售电公司如实、准确地在广东电力交易中心更新准入注册材料，对提供虚假或伪造注册信息和资料的，将报送政府主管部门进行处置。
上海梦象科技有限公司总经理助理张弋向记者表示，此前很多具有交易能力的售电公司，受限于牌照问题，无法在更多的省份开展业务。此次跨电网常态化经营落地，有助于头部企业更好地开展业务，“例如，南网（模式）先进的公司可以到国网（电力交易发展较慢）的地区开展业务，反之亦然”。
上述正泰安能电碳交易中心电力交易相关负责人表示，头部企业本身具备较强的资源整合能力、资金实力和市场影响力，“一地注册，全国共享”使其能够更快速地抢占市场份额。在全国范围内统筹调配资源，根据不同区域的市场需求和价格波动，灵活开展跨经营区交易，优化资源配置，提升盈利能力。
市场交易更加复杂，盈利点更多
一些售电公司认为，方案在解决电力市场准入问题的同时，也设置了更多电力交易品种，缩短了电力交易周期。市场主体可供选择的产品更多，盈利点也更多。
比如，在交易品种方面，此前电力市场中主要以本网中长期合约为主，合同持续时间普遍在一年以上。
所谓“本网中长期合约”，是指售电公司在采购发电厂电量时，只能与本网内的发电厂（主要是燃煤电厂）签订合同。由于各省资源禀赋不同，比如新疆多风光、四川多水电、山西多煤等，各地发电厂提供的价格也各不相同。
根据方案，售电公司可通过双边协商交易、挂牌交易、集中竞价交易等方式，采购其他经营区内电源发出的电量。
此外，根据方案要求，电力现货市场将从年度交易、月度交易为主，逐步过渡到“工作日连续开市”。这意味着售电公司需要更多地进行日内报价、高频调仓等交易，对算法交易和实时风控的能力的要求也相应增加，交易赚钱的机会和风险也随之增加。
上述正泰安能电碳交易中心电力交易相关负责人说，该方案落地之后，售电公司整体面临“蛋糕更大、玩家更多、节奏更快、规则更复杂”的四重局面，盈利点更多，对企业要求也更高。
（作者 潘俊田）
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潘俊田
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