关于跨省区清洁能源消纳利益补偿的思考

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（来源：中国电力新闻网）

转自：中国电力新闻网

罗曼 中能传媒能源安全新战略研究院 

　　我国能源资源与负荷中心呈逆向分布特征，西北、华北等地区风光资源富集，新能源装机规模截至“十四五”末均已超4亿千瓦，而东部、南部经济发达地区电力需求旺盛但本地能源禀赋不足。随着“双碳”目标推进，2025年1—10月全国可再生能源新增装机3.32亿千瓦，总装机达22.2亿千瓦，占全国总装机容量近六成，新能源规模化消纳压力持续增大，跨省区电力交易成为优化能源资源配置的关键路径。2025年，全国跨省跨区交易电量达15921亿千瓦时，同比增长11.6%，但交易过程中利益分配不均、治理机制不畅等问题仍制约消纳效率提升。在此背景下，构建科学的利益补偿机制，加强协同治理，成为推动清洁能源跨省区消纳高质量发展的核心命题。

　　01跨省区清洁能源消纳现状及问题

　　（一）发展现状

　　一是交易规模持续扩大。跨省区清洁能源交易已从计划调度为主转向市场化交易主导。如，2025年内蒙古电网已与10个省市建立了中长期交易机制，完成跨省跨区新能源交易总量超7亿千瓦时；山西2024年新能源外送交易电量164.4亿千瓦时，同比增长71.5%，其中绿电交易电量76.6亿千瓦时，连续两年绿电外送全国第一；2025年，安徽、源企业送出绿电9.03亿千瓦时，交易规模达上年的6倍，其中上海用户购入8.47亿千瓦时，占华东区内省间绿电交易总量的93.8%。

　　二是交易机制逐步完善。2025年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，且构建起全国统一电力市场“1+6”基础规则体系，其中《电力市场计量结算基本规则》统一了计量数据标准、结算流程及时限，加之近日国家能源局发布的《可再生能源绿色电力证书管理实施细则（试行）》明确了绿证划转机制，为跨省区交易提供了制度保障。

　　三是技术支撑能力不断提升。我国电网已成为全球输电能力最强、运行电压等级最高、新能源并网规模最大、安全运行周期最长的特大型电网，“西电东送”输电能力超过3.4亿千瓦；特高压输电通道作为“超级高速公路”发挥关键作用，截至2025年底我国已投运46条特高压输电通道；智能电网、储能技术与虚拟电厂的发展，大幅提升了电网对波动性新能源的消纳能力，如2025年8月1日晚间用电高峰时段，国网山西省电力公司通过集中调度47座储能电站与16座虚拟电厂，实现供电、用电双向调节最大功率达225万千瓦，占实时用电负荷比重达6%，有效应对新能源出力波动。

　　（二）面临的问题

　　尽管近年来我国在特高压输电通道建设、电力市场机制设计等方面取得了显著进展，但跨省区清洁消纳仍面临多重挑战。首先，利益分配不均衡是制约跨省区消纳的核心障碍。送端地区投资建设清洁能源项目却难以充分消纳，受端地区为保障本地发电企业利益，对外来清洁能源的接受意愿有限。这种利益冲突导致省间壁垒难以彻底打破，迫切需要建立科学合理的利益补偿机制，使参与各方都能从跨省区交易中获益。其次，市场机制不完善使得清洁能源的绿色价值难以充分体现。当前跨省区绿电交易价格与常规火电价格差距不大，绿证等环境权益的跨省互认机制尚未健全，削弱了发电企业投资和输送绿色电力的动力。此外，电网调节能力不足和输电通道限制也是制约清洁能源跨省消纳的重要因素。清洁能源发电的波动性和不确定性需要电网具备足够的灵活调节能力，而我国抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源比重偏低，特别是“三北”地区灵活调节电源建设速度远不及新能源发展速度。

　　02跨省区清洁能源消纳利益补偿机制分析

　　跨省区清洁能源消纳涉及多方利益主体，只有建立科学合理的利益补偿机制，才能有效调动各方参与积极性，实现清洁能源的优化配置。近年来，我国在发电权交易、绿色权益交易和市场机制创新等方面进行了积极探索，逐步形成了多层次、多维度的利益补偿体系。

　　（一）发电权交易与补偿机制

　　发电权交易是促进跨省区清洁能源消纳的重要市场工具，其核心是允许清洁能源企业通过市场化方式替代传统火电发电，实现节能降碳和经济效益的双重目标。发电权交易可以替代政府补贴措施，减少政府财政压力，同时通过市场化的价格发现机制，形成合理的补偿标准。

　　在实践层面，发电权交易机制已在我国多个区域得到应用。西北地区通过探索送端地区新能源机组与受端地区火电机组的发电权交易，有效挖掘了跨区输送受端省份的接纳能力。在保证新能源和减发火电机组双方利益的基础上，进一步促进了新能源消纳。2023年，甘肃、新疆等新能源富集地区与湖北、河南、江苏、浙江、山东等火电比重较高地区开展的发电权交易，实现了清洁能源对火电的有效替代，促进了节能减排。

　　发电权交易的价格形成机制是利益补偿的核心。有关研究表明，消纳地火力发电企业愿意低碳转型的前提，是出让发电权的收益足以补偿其灵活性改造成本与市场份额降低造成的损失。但过高的发电权交易价格会挫伤跨省区清洁能源企业异地消纳的积极性，造成资源浪费。因此，需要找到合理的价格平衡点，使发电权交易价格既能够补偿火电企业的灵活性改造成本和机会成本，又不会过高推升清洁能源发电企业的成本。

　　（二）绿色权益交易机制

　　绿色权益交易是体现清洁能源环境价值的重要途径，主要包括绿证交易和碳排放权交易两种形式。这两种机制通过市场手段赋予清洁能源环境价值，使其在市场竞争中获得溢价优势，从而实现对清洁能源发电企业的合理补偿。

　　在绿证交易方面，我国持续健全可再生能源消纳保障机制，要求各省级行政区域每年完成一定的可再生能源电力消纳责任权重指标。未完成消纳责任的市场主体可以通过购买绿证的方式完成考核，这为跨省区清洁能源消纳提供了制度保障。2021年，南方区域多家电力交易机构联合印发《南方区域可再生能源电力消纳量交易规则（试行）》，实现了平台统一建设、主体统一注册、数据统一核算、凭证统一编码核发，使可再生能源消纳量交易省间和省内市场同期开市、同步交易，这一创新为绿证跨省互认和交易奠定了基础。广州电力交易中心绿证交易数据显示，2025年1—11月，云南、甘肃、内蒙古、新疆等西部能源基地凭借丰富的可再生能源资源，在该中心平台累计供应绿证占比超66%；广东、江苏、浙江、山东等东部用电大省积极响应绿色发展需求，通过该中心平台累计购买绿证占比超68%。这一跨区域绿色协同发展实践，让西部的绿色能源持续不断惠及东部产业发展。

　　碳排放权交易同样为清洁能源消纳提供了利益补偿渠道。从中长期看，随着全国碳市场覆盖范围的扩大和排放配额分配方法的优化，碳价水平将逐步提升，清洁能源通过替代火电而减少的碳排放量将形成可观的经济价值，进一步增强清洁能源的市场竞争力。

　　值得注意的是，绿证和碳交易市场的协调发展至关重要，需避免重复计算和重复补偿，同时充分发挥两个市场的协同效应，形成对清洁能源消纳的多重激励。

　　（三）市场机制创新

　　除了发电权交易和绿色权益交易外，近年来我国还积极探索了多种市场机制创新，以更全面地补偿跨省区清洁能源消纳中的各方参与主体。

　　跨省区输电权交易是促进清洁能源消纳的重要市场品种。通过建立跨省区输电权交易机制，清洁能源企业可以获取必要的输电通道容量，保障富余电力外送。同时，输电权交易为输电通道投资建设提供了经济信号，引导电网规划与电源发展相协调。

　　辅助服务补偿机制是保障清洁能源跨省消纳的重要手段。清洁能源的波动性和不确定性需要电网提供更多的调峰、调频等辅助服务，相应的成本补偿机制不健全会制约清洁能源的跨省区消纳。为此，需要建立跨省区的辅助服务市场，使提供调节能力的电源获得合理补偿。如，南方区域通过建立“基准价+上下浮动”的价格机制，对增量外送电量和保底消纳电量实施与曲线联动的价格浮动机制，进一步挖掘了东部省区的清洁能源消纳意愿。又如，2025年一季度，华中省间备用辅助服务交易22次，为华中各省提供保供电量共0.37亿千瓦时，实现跨省备用互济最大电力198万千瓦，其中湖北、河南、湖南、江西接受跨省备用互济最大电力分别为118万、98万、99万、198万千瓦，实现四省平稳度冬。

　　风险补偿机制也是促进跨省区清洁能源消纳的重要保障。跨省区交易面临电价波动、输电阻塞、合同违约等多种风险，需要建立相应的风险补偿机制，提高市场主体参与交易的积极性。

　　通过上述多维度、多层次的利益补偿机制创新，我国正逐步形成能够有效激励各方参与跨省区清洁能源消纳的市场体系。然而，这些机制仍处于探索阶段，需要进一步协调和完善，以形成更加系统、高效的利益补偿格局。

　　03发展路径与政策建议

　　基于跨省区清洁能源消纳面临的问题和相关利益补偿机制的分析，提出以下几点发展路径与政策建议，以进一步推动我国跨省区清洁能源消纳水平的提升。

　　（一）健全市场机制，充分体现清洁能源价值

　　持续完善电力市场体系，加快构建包含电能量市场、辅助服务市场、容量市场和环境权益市场在内的全方位市场机制，充分体现清洁能源的电能量价值、环境价值和安全价值。一是有序放开跨省区输电通道送受电计划，鼓励在更大范围内实现市场化竞争，进而建立跨省区新能源增量现货交易机制。通过现货市场，发挥大规模新能源发电边际成本低的优势，通过边际低成本实现优先调度，通过现货市场的价格信号引导发电企业主动调峰，统筹优化全网调节资源。二是完善绿色电力交易机制，建立健全绿证市场与碳市场的衔接机制，明确绿电在跨省区交易中的溢价机制，使发电企业的环境成本得到合理回报。三是完善辅助服务补偿机制，合理确定辅助服务费用分摊原则，确保提供辅助服务的市场主体获得合理补偿。四是创新跨省区输电机制。建立跨省区输电权交易市场，通过市场化机制优化配置输电通道资源。同时，探索建立输电权转让机制，提高输电通道利用效率，为清洁能源跨省区消纳提供更灵活的输电保障。

　　（二）强化电网结构，提升资源优化配置能力

　　电网是清洁能源跨省区消纳的物理基础，应持续加强电网基础设施建设和智能化改造，提升电网的资源优化配置能力和安全运行水平。一方面，优化跨省区输电通道布局。根据清洁能源发展规划，合理布局跨省区输电通道，不仅要有序推进特高压建设，还要加强区域电网互联互通，确保清洁能源富集地区的电力外送需求得到满足。另一方面，着力突破电网运行控制技术，提升电网智能化水平。积极应用“云大物移智链边”（云计算、大数据、物联网、移动互联网、AI、区块链、边缘计算）等先进数字信息技术，建设智能电网运维平台，实现电网运行状态的实时监测和智能调控。此外，加强电网灵活性建设，合理布局抽水蓄能电站和新型储能项目，提高电网对新能源发电波动性的适应能力。

　　（三）完善政策体系，创造良好制度环境

　　有效的政策支持是推动跨省区清洁能源消纳的重要保障,应完善相关政策法规，为跨省区清洁能源消纳创造良好的制度环境。一是完善可再生能源消纳保障机制，加快出台《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》，合理设定各地区可再生能源电力消纳责任权重，加强对承担消纳责任的市场主体的考核。二是加强国家规划与地方规划的协调，避免项目布局不合理导致的消纳困难，同时加强能源规划与国土空间规划、生态环境保护规划等的衔接，为清洁能源项目及输电通道建设提供空间保障。三是建立跨省区清洁能源消纳的税收分享机制，调动地方政府支持跨省区清洁能源消纳的积极性。 

　　责任编辑：江蓬新