2026年4月16日，依托跨电网经营区常态化电力交易机制，南方电网经营区通过省间电力现货交易，购得陕西、江西、甘肃等省份最大电力110万千瓦、合计电量1679万千瓦时。±500千伏江城直流输电工程实现满功率送电。

这标志着省间电力现货交易实现全国全覆盖，跨电网经营区常态化电力交易机制在现货层面实现双向贯通。

从2025年10月国网与南网首次跨区现货交易，到2026年4月实现省间现货全国覆盖，不到半年时间，全国统一电力市场建设完成了关键一跃。

2025年10月13日，国网与南网首次以现货交易形式实现跨区电力调配。南方电网经营区的电力资源（主要来自南方五省区），首次以现货交易形式跨越传统的经营区域界限，为华东地区增加180万千瓦用电保障，总交易电量达4230万千瓦时。

此次交易的关键突破在于：这是首次在国网和南网两大经营区之间，实现精确到15分钟尺度的电力现货交易，并验证了“联合交易、联合调度、联合结算、联合运营”的关键机制。

2026年4月16日，这一通道从“单向”变为“双向”。南方电网经营区通过省间电力现货交易，购得陕西、江西、甘肃等省份的电力，最大电力110万千瓦，合计电量1679万千瓦时。这标志着省间电力现货交易实现全国全覆盖，跨电网经营区电力交易在现货层面实现双向贯通。此次交易创新采取“中长期托底、现货补充”模式，充分发挥了全国统一电力市场的资源优化配置作用。

从单向到双向，从“能送出去”到“能送进来也买得着”，这是全国统一电力市场成熟的重要标志。

在电力市场中，中长期合同是“压舱石”，而现货市场是“风向标”。

没有省间现货，各省只能在省内小市场里自我平衡，资源优化有限；

有了省间现货，电力才能真正在全国范围内流动，哪里缺电补哪里，哪里富余卖哪里。

此次实现全国覆盖，意味着全国范围内的电力供需可以在更短的时间尺度内实现高效匹配。4月中下旬，南方区域入夏偏早、气温偏高，广东最大电力负荷比去年提前15天突破1.3亿千瓦。甘肃、陕西等西北省份的富余电力通过省间现货通道及时支援广东，有效缓解了南方地区的时段性供电紧张。

王任飞司长曾在新闻发布会上指出，电力市场每交易4度电，就有1度通过跨省区交易实现。而跨电网经营区的现货全覆盖，将使这一比例继续提升。

1. 改变资源调配逻辑：不是“你有余我缺”，而是“价格说了算”

过去，跨省送电以中长期计划为主，价格事前确定，难以灵活反映供需变化。当送端省价格很高时（例如它自己也在迎峰度夏），却仍要按低价将电力送出去，省内保供压力巨大；当受端省新能源大发时，却仍要按高价买入外省电力，白白多付成本。

这套规则，是一种“硬约束”，在新能源出力波动大、负荷变化快的今天越来越不适用。而现货交易则实现了“柔性匹配”——价格低就多买，价格高就少买或少卖。甘肃等新能源大省有消纳压力时，可以主动将富余绿电挂出去，寻找出价最高的买家；广东负荷推高时，则可以调动全网资源来补缺口，而不只是依赖固定送电计划。

新模式是对传统计划模式的一次根本性重塑，电力资源从此“随行就市”在全国统筹。历史保供高峰期，全国省间现货交易高峰时段成交均价曾达0.77元/千瓦时，较中长期交易高105%，有效激励了市场主体参与保供，非计划停运机组重新并网时间从160分钟大幅缩短至40分钟。

2. 提升全国电力保供能力

4月中下旬，南方区域刚经历第一波高温天气，广东、海南多地用电负荷快速攀升。甘肃、陕西、江西等北方省份的电力通过省间现货通道及时南下，为南方地区提供了“雪中送炭”式的支援。甘肃是全国新能源大省，风光装机占比高，午间时段常有富余绿电；华中几省（湖北、湖南）水电资源丰富，汛期来水充沛时有外送余力。有了省间现货通道，这些错配的资源就能变成“全国粮票”。

反过来，当北方省份冬季负荷高峰时，南方区域的电力资源同样可以北上支援。跨经营区省间现货从两网首次成功试点起步，到如今实现双向贯通、全国覆盖，从结构上保障了全网迎峰度夏、迎峰度冬的保供基础架构。

3. 激活新能源跨省消纳，完善绿电价值发现

甘肃、内蒙古等“三北”地区风光资源丰富，本地消纳能力有限，弃风弃光问题突出。省间现货通道的贯通，为这些富余绿电找到了“出口”，支持新能源企业以市场化方式寻找更优价格。东南沿海省份经济发达，绿电需求旺盛，通过跨经营区现货通道，它们能从全国范围内采购绿电，且精确到15分钟尺度的现货交易，可以实现绿电消纳的精准溯源，帮助出口型企业满足欧盟碳边境调节机制等绿色贸易壁垒的要求。此次交易已有甘肃的电力参与，全国绿电跨省跨区优化配置的钥匙正式打开。

4. 推动市场规则“软联通”

跨网络运营区电力交易，不仅仅是物理通道的打通，更核心的是制度层面的“软联通”。在现货机制全国贯通前，国家发展改革委和国家能源局已印发了《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，明确建立交易平台互联互通、注册信息“一地注册、全国共享”、结算数据互认共用的“软联通”机制。

目前的“1+6”规则体系（以电力市场运行基本规则为基础，中长期、现货、辅助服务等规则为主干，市场注册、计量结算、信息披露等为支撑），正在成为国家级市场标准的“操作手册”。随着省间现货覆盖全国，跨区中长期交易、跨区辅助服务互济等机制也将加速接通，为进一步深化改革打好基础。

国办发〔2026〕4号文《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》已为全国统一电力市场绘制了清晰的蓝图：

近期目标（2030年）：基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右，跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行。

远期目标（2035年）：全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善。

核心任务：推动电力交易平台互联互通，电力市场经营主体“一地注册、全国共享”；科学安排跨省跨区优先发电，合理扩大省间自主市场化送电规模；推动现货市场2027年前基本实现正式运行；在保障安全前提下，推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场。

省间现货全国全覆盖，正是这一蓝图中的关键拼图之一。国家能源局在2026年4月8日召开的2026年第一次能源监管工作例会上明确指出，当前全国统一电力市场建设已完成初步建成的阶段性目标。省间现货全覆盖正是“初步建成”的核心标志之一。

对发电企业：省间现货市场提供了更大的市场空间和更多的销售渠道。甘肃、内蒙古的新能源企业可以把富余绿电卖到东部省份，争取更高溢价。火电企业也可以在供需紧张时参与省间现货，通过灵活启停获取更高的峰时收益。

对售电公司和电力用户：省间现货通道的打通，意味着售电公司可以为用户匹配全国范围内更具价格优势的电力资源，用户有机会用上更低成本的电力。对于大型用电企业，可以根据现货价格信号，灵活调整在不同时段的用电负荷，实现更精细的电费管理。

对储能和虚拟电厂：随着省间现货的贯通，储能、虚拟电厂聚合的分布式资源，未来有机会间接参与全国范围的电力供需调节，充放电套利空间进一步打开。西北电网午后低价时段，储能可以低价充电存储，待到晚高峰省间需求推高时放电参与支援，提升项目经济性。

省间电力现货交易实现全国全覆盖，是中国电力市场化改革的一个重要里程碑。从“省为实体”到“全国一盘棋”，从“计划指令”到“市场配置”，电力正一步步回归商品属性。

2030年、2035年的蓝图已经展开，全国统一电力市场正一步步从规划走向现实。对于电力行业的从业者来说，一个更开放、更高效、更市场化的新时代，正在到来。