近日，《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则(暂行)》(下称《实施细则》)正式印发。对省间交易的全品种、全流程、全业务进行了明确规范。
据中电联发布的2018年上半年全国电力市场交易信息分析，省内市场交易电量合计5937亿千瓦时，占全国市场交易电量的78.9%，省间(含跨区)市场交易电量合计1485亿千瓦时，占全国市场交易电量的19.7%。省内市场交易电量同比增长26.1%，省间市场交易电量同比增长41.2%。
通过数据不难发现，省内市场交易电量规模扩大速度有限，而省间交易却呈现出巨大潜力。省间交易作为清洁能源消纳的重要途径，逐渐“摸到门道”。
跨省跨区电力市场化交易最大的难点在于多重利益交织，送受省份、送受电企业，以及送受电企业与所在地之间都存在不同程度的利益平衡关系，跨省区交易往往会打破原有平衡，因此要实现交易，需要寻找到新的平衡点。而交易规则难以细化满足各类主体的各种诉求，线下双边，甚至多边协商，再到线上执行交易的方式或许更有推广意义。
一位业内人士评价，跨省区交易需打破固有的省间框架协议思维，理论上只要物理通道有空间，哪怕只在一段时间内可用，涉及到的多边主体都可以谈。
跨省区交易的另一个“入门攻略”是引入更多市场主体。《实施细则》中提到，在就地优先利用的基础上，鼓励清洁能源发电企业与抽蓄电站或其所在地的电网企业试点开展年度、月度抽蓄电站富余抽水电量省间交易。初期在湖北、湖南和江西开展抽蓄电量试点交易。北京电力交易中心及时总结试点经验，适时推广实施，并向国家能源局报备。
因为历史原因，抽水蓄能电站的资产所有权及价值回报模式多种多样，但本轮改革中始终未能释放其潜能，理顺抽蓄的价格回报机制。引入抽蓄电站作为省间交易的个主体，从增量入手，发挥其“电池”作用，促进区域清青能源消纳。
实际上，跨省区市场难以形成，不能简单将其归为“省间壁垒”，部分电能也拥有自然资源属性，最具代表的要数水电。这类资源的外部效应在我国常常通过电价内部化解决，而发达国家则常采用税收等经济激励政策，比如绿色税收(税收优惠或返还)、绿色信贷(低息或贴息贷款)碳税、硫税、氮氧化物排放收费、建立排污权交易市场等方式，鼓励发展和使用清洁能源，条目清晰之后，电价本身的压力就减小了许多。
