极端天气下跨省电力交易准备好了吗？省间还存在定价难题

今年入夏以来，高温炙烤持续多地。当极端高温天气概率增加，电力供需平衡被打破，跨区域电力协调互济也就迫在眉睫。

面对极端天气我国电力系统准备好了吗？6月29日，在成都举行的中国能源安全高峰对话上，国家电网有限公司体制改革办公室原主任杨新法接受每日经济新闻记者专访时表示，我国跨区域的电力交易正趋于成熟，突出问题存在于定价环节。

“保证大电网安全的生命线、守住民生用电的底线，以及不触碰拉闸限电的红线，是我国电力市场现有的三条线。”杨新法指出，多天高温的现象越来越普遍，而对于电网来说，连续高温超过五天就会造成电力负荷上升，电力供应就会趋紧。

结合国家气候中心的一组监测数据，可以感受到紧迫性。今年6月以来，京津冀平均高温日数11天，较常年同期偏多6天，北京高温日数（11天）为1961年以来历史同期最多。

除高温外，新能源占比逐渐升高，电力系统也面临稳定性的挑战。新能源“靠天吃饭”的不确定性，叠加技术限制下规模较小的储能无法实现大量新能源的就地消纳，导致“弃水”“弃风”“弃光”常态化，也使得供给不稳定，造成电力缺口。

综上所述，现阶段需要电力市场的跨区域协调互济，才能保障全国整体的供电。

然而，杨新法提到，实际跨区域电力交易出现了不少“状况”。首先是电力落地难，以西电东送为例，四川、西北地区发电并送到华东地区后，由于是特高压直流电，受方用起来并不容易。

杨新法指出，这也导致了目前我国电力市场采取就地平衡、就近平衡为主的全国互济模式。记者注意到，2022年发布的《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》指明，鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易，增强就近消纳新能源能力。

更突出的难题，在于省份间的定价。杨新法了解到，省份间定好价格后，常发生“用电低谷时购电方不买，高峰期售电方又想高价卖”的现象，导致跨区域电力市场的省间交易壁垒。也曾有行业内人士指出，受端省份面对落地电价便宜的电能也不太情愿，因为挤占了本身的发电市场；送端省份更愿意将价格“贵”的电销往外地，而把“便宜电”留下来；送端和受端你情我愿的，加上昂贵、不太科学、一省一省叠、一区一区加的输配电价，成交也没有了经济基础。

杨新法建议，跨区域电力市场的价格要设置得更合理，“让送电方愿意送、吸纳者舍得用，两者兼顾。”

封面图片来源：新华社