“新型电网” “新型能源体系”为何成近期高频热词？电价出现“南涨北跌”的根源是什么？每经记者专访黄少中

每经记者｜周逸斐    每经编辑｜黄胜    

近期，“新型电网” “新型能源体系”成为能源领域乃至宏观经济层面的高频热词。

从国务院总理李强在四川调研，到国务院第十九次专题学习，再到中共中央政治局会议，之后的5月9日，国务院常务会议又提到“加强新型电网”等规划建设。 

今年以来，国家层面围绕新型电网、新型能源体系建设密集发声、持续加码，背后释放出怎样的重要信号？

另外值得关注的是，前段时间电力市场呈现出鲜明的价格分化现象：南方区域电力现货价格持续走高，辽宁等地则频繁出现负电价。 “一高一负” 的反差，又暴露出电力现货市场运行中存在哪些问题？

围绕电力领域一系列热点问题，《每日经济新闻》记者（以下简称 “NBD”）深度专访了中国能源研究会首席专家、双碳产业合作分会主任黄少中。他先后在原国家电力监管委员会、国家能源局工作任职，曾任国家能源局市场监管司副司长、国家能源局西北监管局局长，深度参与中国两次电力体制改革方案的研究设计及实施推进工作。

黄少中 图片来源：受访者供图

新型电网、新型电力系统、新型能源体系三者属于层层递进关系

NBD：为何今年新型能源体系建设、新型电网等被频频提及？

黄少中：核心在于我国能源发展正处于从“量的积累”迈向“质的跃升”的关键节点。

面对复杂的国际地缘政治形势和国内“双碳”目标的紧迫要求，国家提出建设新型能源体系，旨在统筹能源安全与绿色转型。这不仅是为了破解新能源大规模接入后的消纳瓶颈，更是为了推动能源产业向高质量、智能化、低碳化迈进，从根本上摆脱对传统化石能源的过度依赖。 

NBD：“新型能源体系”“新型电力系统”“新型电网”有何关系？

黄少中：新型能源体系涵盖了能源的生产、转换、储存、传输和消费等各个环节，包括化石能源、可再生能源、核能、氢能等多种能源形式，以及与之相关的技术、产业和市场体系。

新型电力系统主要聚焦电力的生产、传输、分配和消费等环节，特别是新能源的接入、消纳和调度，以及电力系统的智能化、数字化和灵活性提升等，是新型能源体系的重要组成部分。

可以说，新型能源体系的建设推动了能源结构的优化和转型升级，为新型电力系统提供了更多的清洁、低碳的能源供应；新型电力系统的建设提升了电力系统的智能化、数字化和灵活性水平，能够更好地适应新能源的接入和消纳需求，推动新能源的规模化、产业化发展，进而促进新型能源体系的完善和发展。

至于新型电网，是构建新型电力系统的物理基础、也是最重要的硬件底座，它不再仅仅是电力的输送通道，而是资源优化配置的平台，让每一度电都去到该去的地方。

新型电网的“新”体现在三方面：在发电侧，由单一化石能源转向多能互补，并应用构网型技术主动支撑电网，提升新能源的系统友好性；在电网侧，由单向输送电力的通道，转向主配微协同的智慧枢纽，具备强大的态势感知与智能调度能力；用户侧由被动的电力消费者，转变为具备源网荷储互动能力的灵活“产消者”，通过虚拟电厂、电动汽车充放电等方式深度参与系统调节。

新型电网、新型电力系统、新型能源体系是层层递进的关系。 

特高压外送通道仍存在“电等通道”与“通道闲置”并存的结构性矛盾

NBD：前段时间，南方现货市场电价上涨，是否反映出当前电力现货市场运行仍存在问题？

黄少中：其实不必太担忧。南方部分省份电力现货价格的阶段性攀升，这是市场机制发挥“价格风向标”作用、真实反映供需紧张局面的正常体现。当然，也暴露了当前跨省调配能力不足、应对极端天气与负荷波动手段有限的短板。这表明，单一的电能量市场已难以完全适应高比例新能源接入下的系统平衡需求。

NBD：新建输电通道周期长、落地慢，短期难以快速补齐。对于广东这类依赖外来电的经济大省，短期保供与长期稳产如何平衡？

黄少中：广东面临跨省输电通道建设周期长、短期难以大幅增容的现实约束，必须在有限的资源条件下打好保供与稳产的“组合拳”。

短期可以侧重“挖潜”与“削峰填谷”，通过激活需求侧响应（如虚拟电厂）、优化省内调度与跨省互济、发挥中长期合约“压舱石”作用来确保电力供应的绝对安全。 

长期可以侧重“强基”与“结构优化”，加速新型储能与抽水蓄能的布局，推动输电通道向双向多元互济转型，完善容量补偿机制以吸引投资，并稳妥推进核电等清洁基荷电源建设。最终构建一个具备高度韧性与调节能力的现代化能源体系。

NBD：其实去年开始，国家电网和南方电网已经同步开展跨经营区交易，现有外送输电通道还存在哪些优化空间？

黄少中：我国电力资源与消费总体呈东、西错位分布。虽然我国特高压外送通道规模持续扩张，但整体利用率和绿电输送比例仍有待提升，而且存在“电等通道”与“通道闲置”并存的结构性矛盾。这主要是在相当长的时间内，新能源外送是一种刚需，同时受新能源出力的波动性与受端省份电网薄弱、消纳意愿不强及调峰能力不匹配所致。

未来的优化空间在于打破电网经营区壁垒，实现“全国一张网”的协同调度，让富余电力能跨区自由流动。同时，必须理顺跨区输电价格与成本疏导机制，建立合理的利益共享机制，让送端和受端都能从交易中受益。此外，利用数字化手段提升通道的灵活性与智能化水平，也是提升利用效率的关键。

2016—2025年跨区跨省送电量（单位：亿千瓦时）图片来源：中能传媒研究院

电价出现“南涨北跌”的根源是供需基本面时空错配和能源结构的巨大差异

NBD：目前，中长期交易仍是跨省跨区电力交易的主要形式，为何现货交易未能同步发展？

黄少中：跨区现货交易滞后并非停滞不前，而是遵循了“先中长期、后现货”的发展规律。国外也是如此。

中长期交易规则相对简单，适合锁定大规模基础电量，是市场的“压舱石”。而现货交易对实时匹配、技术系统要求极高。

具体来看，跨区交易涉及两大电网的规则衔接、调度磨合以及复杂的利益协调，技术难度大、周期长。且现货市场需要极高的预测精度和快速的响应机制，而新能源出力的不确定性增加了跨区现货交易的复杂度。

直到去年《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》正式批复后，跨区现货才真正打通了堵点，开始进入常态化运行阶段，真正顺利实施，还需要时间。 

目前，跨电网经营区电力交易由国家电网、南方电网内负责跨区跨省电力交易的北京电力交易中心、广州电力交易中心、国家电力调度控制中心、南方电网电力调度控制中心联合组织。 

NBD：如您所说，我们已经有两大国家级电力交易中心，不过今年《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（简称“4号文”）提到，条件成熟时，研究组建全国电力交易中心。释放了什么信号？

黄少中：目前，两大国家级电力交易中心分别是北京电力交易中心（依托国家电网）和广州电力交易中心（依托南方电网），两个交易中心分别在国家电网和南方电网范围内组织开展电力交易。

在此架构下，各省以省为单位搭建交易平台、制定交易规则、组织电力交易。这种模式的好处是起步快、风险可控，问题则是形成了事实上的两大电网经营区的市场分割——西部的清洁电力想卖到南方，要过好几道“关卡”。 

4号文提出“研究组建全国电力交易中心”“一地注册、全国共享”等，正是想着力解决上述出现的问题——打破跨两大电网间的壁垒，加速推进全国统一电力市场体系建设，让电力资源真正像商品一样在全国范围内自由流动。从这个意义上看，我们对“研究组建全国电力交易中心”充满期待。

NBD：如今国内电力市场呈现明显分化：前段时间南方区域现货价格一度走高，而辽宁等地却出现负电价。为何会出现两极分化情况？

黄少中：出现“南涨北跌”看似两个价格极端，其实根源都在于供需基本面的时空错配和能源结构的差异以及市场化程度。

具体来看，前段时间，南方（如广东）因经济向好、水电枯水导致供需偏紧，推高了现货价格。而北方如辽宁省，因“风季”叠加供暖期火电刚性出力，导致供大于求，甚至出现负电价。

这说明，省间壁垒阻碍了资源互济、单一电能量市场无法体现多元价值、以及成本分摊机制复杂等深层次矛盾。此外，各地在交易规则、准入标准等方面尚未完全统一，也加剧了这种区域性的市场分割。现在真正缺的是能把电在正确时间、正确地点、正确价格上匹配起来的能力。

监管部门应从单纯限价转向建立长效机制

NBD：自去年以来，大量售电主体退市，怎么看这一现象？

黄少中：如今售电行业正经历从“野蛮生长”向“高质量发展”的洗牌期，大量缺乏核心竞争力的售电公司被市场淘汰属正常现象。如何促进售电市场健康发展，需要监管与市场双向奔赴。 

监管部门应从单纯限价转向建立长效机制，完善管理办法和交易规则，促进信息披露，建立风险防控体系，并引导行业向综合能源服务转型。

市场交易主体想要在市场中立足，有两点比较重要：一是精准吃透政策，紧跟规则变化；二是提升专业能力，从单纯赚取价差转向提供绿电交易、碳管理、节能改造等高附加值服务。比如报价预测、负荷预测等工作，依靠人工计算已难以适应市场，需要加快引入数智化手段。近期出台的《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》，也为这一方向提供了明确指引。

同时，要坚决整治“内卷式”低价竞争，引导企业从“价格战”转向“价值战”，营造公平竞争的市场环境。

NBD：当前我国电力零售端改革还相对滞后，下一步该怎么办？

黄少中：零售市场是电力体制改革的“最后一公里”，直接关系用户获得感，还需要从四方面推进。

一是制度立规，建立全国统一的市场标准与准入规则，破除地方保护主义。

二是畅通价格传导，让分时电价真实反映稀缺程度，丰富零售产品种类，如推出绿电套餐、可中断负荷合约等。

三是主体转型，推动售电公司向综合能源服务商升级，提供能效管理、分布式能源运维等一站式服务。

四是风险防控，建立分级隔离与穿透式监管，切实保障用户权益，防止市场风险向终端用户无序传导。

封面图片来源：每经媒资库