广东跨省点对点绿色电力交易存在的意义是什么？

广东跨省点对点绿色电力交易存在的意义是什么？

近日，广东5月开展的广西、云南送广东的跨省点对点绿电交易阻塞费用问题，引发了市场广泛关注。各家售电公司反映，在2026年5月7日月内南方区域跨省“点对点”绿色电力挂牌交易中，根据日清分数据计算出本场交易的阻塞费用约为39元/MWh，但在2026年6月5日公布的广东5月临时结算单中发现跨省点对点中长期合约阻塞电费很意外地变成51元/MWh左右，增加了12元/MWh，增幅超过30%，个别时段甚至达到240元/MWh，使得参与交易的售电公司在此次交易中，即使加上环境溢价，对标广东省内现货度电亏损大概也有30元/MWh。这使得行业怀疑广东所开展的跨省点对点绿电交易对市场到底想达到什么目标，对跨省交易市场发展到底是正影响还是反而形成了阻碍。

在具体讨论“阻塞费高不高”、“跨省绿电交易是否有价值”之前，行业或许更应该先回答一个问题：跨省点对点绿电交易要解决的是电力交易的什么问题，这一交易品种存在的价值和意义是什么？

如果今天的市场机制，让参与绿电交易的主体承担了远超绿电价值本身的风险和成本，那么这一交易实践是否正在偏离当初设计这项制度时的初心？对于长期服务终端用户的售电公司而言，这不仅是一次成本问题的讨论，更是一场关于市场发展方向的思考。

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一、回归政策初心：为什么要开展跨省点对点绿电交易？

任何市场机制的评价，都应该回到它诞生时试图解决的问题。从制度设计来看，跨省点对点绿电交易至少承载着三项重要使命。

第一，促进新能源跨省消纳

我国新能源资源与负荷中心长期呈现逆向分布。西北、西南地区拥有丰富的风光水资源，而东部沿海地区则集中了大量用电需求。例如：云南水电、青海光伏、甘肃风电、内蒙古风光资源。这些地区具备强大的新能源供给能力。而广东等经济发达省份，则属于典型的受端市场。通过跨省点对点交易，实现：广西、云南新能源 → 广东用户。本质上是在解决一个问题：让新能源发得出来，也送得出去。

第二，满足用户绿色用能需求

近年来，越来越多企业开始主动采购绿电，尤其是：外贸出口企业、苹果产业链供应商、欧盟市场相关企业、ESG管理和双碳考核企业等，对于这些用户而言，电力已经不仅仅是生产成本。绿色属性本身，正在成为企业竞争力的重要组成部分。 点对点绿电交易最大的价值之一，就是为用户提供更加可追溯的绿色电力来源。企业购买的不只是电量，更是在购买绿色价值、碳减排价值、国际市场准入能力。

第三，推动全国统一电力市场建设

国家近年来反复强调建设全国统一电力市场。如果电力资源始终局限于省内流通：广东只能买广东电；云南只能卖云南电；那么市场壁垒将长期存在。从这个角度看，跨省点对点交易不仅仅是一种绿电交易方式。更是全国统一电力市场建设的重要试验田。其意义远超一笔交易本身。

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二、广东5月跨省点对点绿电交易暴露出的，真的是绿电问题吗？

近期市场关注的焦点集中在阻塞费用。根据市场公开信息：阻塞费用由39元/MWh重算至51元/MWh，个别时段甚至达到240元/MWh。而与此同时，目前跨省绿电交易中的绿色价值溢价，很多时候仅有5-10元/MWh。于是出现了一个值得行业深思的现象：用户愿意为绿色价值支付10元；却可能额外承担50元甚至更高的输电阻塞成本。当阻塞费用远远超过绿电价值本身时，交易逻辑便开始出现错位。这已经不是绿电的问题。而是市场机制的问题。

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三、跨省绿电交易正在面临“成本倒挂”

对于售电公司而言，参与跨省绿电交易原本是为了实现多重价值，包括满足客户绿色用能需求、获取绿色属性价值、优化购电结构、提升市场竞争力。但现实却可能变成：绿电收益：+10元/MWh。阻塞费用：-50元/MWh。最终结果是：买得越多，亏得越多。问题从来不在于市场主体是否支持绿电。而在于任何商业模式都必须具备可持续性。如果扩大绿电配置意味着扩大经营风险，那么市场参与积极性必然下降。而这显然与扩大绿电消费、促进新能源消纳的政策目标背道而驰。

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四、高成本并不可怕，可怕的是无法预测

事实上，对于成熟市场主体而言，高成本并非不能接受。只要规则透明、边界清晰，市场完全可以提前测算后进行合理报价，以管理风险。真正困难的是不确定性。当前市场主体普遍面临的问题在于：送电类别对应哪些节点？阻塞费用如何形成？哪些断面容易发生拥塞？风险会出现在哪些时段？这些关键变量缺乏足够透明的信息支撑。对于售电公司而言：最难管理的从来不是高成本，而是无法定价的成本。没有预测依据，就无法建立模型；没有模型，就无法管理风险；没有风险管理能力，就无法形成长期稳定的市场预期。而一个无法形成预期的市场，很难实现长期繁荣。

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五、绿电交易是否承担了过多系统成本？

从市场设计角度看，阻塞费用本质上来源于系统运行约束。包括：输电断面限制、输电容量约束、安全校核要求；电网运行边界条件。这些约束并非由某一家售电公司单独造成。而是整个电力系统运行结果的体现。因此值得行业进一步思考：系统运行产生的约束成本，是否应全部由参与点对点绿电交易的主体承担？如果相关成本持续集中压向绿电交易主体：可能导致：用户退出、售电公司避险、绿电交易规模萎缩、新能源跨省消纳能力下降。最终受影响的，不仅是市场主体。更是制度本身想要实现的目标。

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六、阻塞费用风险机制值得研究

国际成熟电力市场的发展经验表明：网络约束始终存在。关键在于如何管理风险。例如PJM、ERCOT以及欧洲跨境电力市场，都建立了较为完善的风险管理体系。结合当前市场情况，未来可以探索以下方向：

方案一：研究阻塞费用封顶机制

例如设置：30元/MWh作为合理风险边界。避免极端情形下市场主体承担过高波动风险。

方案二：超额部分社会化分摊

对于超出合理区间的系统约束成本。研究通过全市场统筹方式处理。既保留价格信号作用，也避免市场失灵。

方案三：建立阻塞风险预警机制

提前公布：高风险断面、历史阻塞数据、预计约束区间、风险等级信息。帮助市场主体提前决策。降低信息不对称带来的风险。

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七、比降费用更重要的，是公开信息

事实上，很多售电公司并不要求阻塞费一定降低。大家更希望获得足够的信息透明度。例如：公开送电类别对应节点。这意味着什么？意味着市场主体终于有机会建立自己的预测模型。就像预测现货价格一样预测阻塞费用。对于数据分析人员来说，这是一个再简单不过的逻辑：没有数据，就无法建模；没有节点信息，就没有预测入口；没有预测能力，就没有风险管理。市场最怕的不是价格波动。市场最怕的是看不见风险。

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八、月内交易无法参与考核，也在削弱市场自我修复能力

当前另一个值得关注的问题，是月内交易调整功能仍有进一步完善空间。当市场环境发生变化时：电量缺口扩大、现货价格变化、阻塞费用异常。理论上，市场主体应能够通过周交易、多日交易等方式动态调整仓位。但如果月内交易无法有效纳入中长期履约体系。市场主体即使发现风险，也难以通过交易进行修正。结果只能被动承担风险。从全国市场发展趋势来看，越来越多地区正在强化月内交易与中长期履约体系之间的衔接。其核心逻辑非常简单：允许市场主体根据实际情况修正风险敞口。这不仅有利于降低现货风险。更有利于提升市场运行效率。

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结语

让绿电回归绿电，让市场回归市场。跨省点对点绿电交易的初心，从来不是增加市场主体负担。它的目标是：让新能源走出去；让用户用得上；让绿色价值体现出来；让全国统一电力市场真正形成。因此，当前行业讨论的重点，或许不应只是“阻塞费高不高”。更应该思考：现有机制是否仍然服务于最初的政策目标？

作为市场参与者，我们期待的并不是零风险市场，而是一个规则透明、成本可测、风险可管的市场。因为只有当市场主体能够：看得清风险；算得明成本；管得住预期；跨省绿电交易才能真正实现长期健康发展。新能源才能更顺畅地跨省流动。用户才能更坚定地消费绿电。全国统一电力市场建设才能走得更远。让绿电回归绿电。让市场回归市场。这或许才是广东5月跨省点对点绿电交易留给行业最重要的思考。