中国储能网讯：西电东送作为国家战略，实施二十多年来，已经深深融入送受端省区的经济社会发展之中。西电支撑了东部省区的电力供应，电力也已成为西部省区重要的经济支柱产业，其社会效益、经济效益显著，在实现东西部共赢、解决区域发展不平衡问题的过程中发挥了重要作用。

  近年来，受市场供需形势反复变化等多重因素的影响，西电东送在执行过程中出现新情况，送受双方协调难度加大，送电规模出现波动。这背后反映了供需形势变化和电力市场化改革背景下各方的新诉求。

  从送电省份看，近年来，伴随着电力送出省份经济持续发展，自身负荷需求不断增长，当省内供需形势整体偏紧，部分时段存在供应缺口时，送电积极性下降。另一个原因是主要流域来水持续大幅偏离规律，水电蓄能严重不足，叠加电煤供应紧张，送电省份在保省内供应和保外送之间的权衡难度增加。

  从受电省份看，新能源大量接入系统，其出力的不确定性对西电电量产生影响。部分时段，如中午低谷时段光伏大发造成西电出力曲线和东部负荷曲线偏离，会给东部受电省份的电力平衡与系统调峰带来影响。极端情况下，西电难以满足或超过东部需求的情况并存，这也是全国跨省区送电的一个共性问题。

  随着电力市场化改革持续推进，尤其是电力现货市场建设有序铺开后，相关主体对“放开”西电东送的理解不一致，容易忽略其服务国家战略的特殊功能属性。在电力市场建设稳步推进的新形势下，西电东送按原有模式已不再可行。为单方面满足本省区新增负荷需求而大幅调减送电或强调自身负荷特性而要求西电百分之百配合的观点，均难以让双方接受。那么，应该如何深化对西电东送这一国家战略的认识呢？

  结合新一轮电力体制改革九年来对西电东送有关工作的实践体会，市场化环境下的西电东送，应该是动态的且包含多层级内涵。

  第一个层级，西电东送的主体部分，或者说是“基本盘”，即跨省区优先发电规模计划。该层次是对应落实国家战略，承接国家指令性计划、政府间框架协议，满足送受电省区西电东送基本发电与负荷需求的部分。该部分须保障完成，在具体操作中可根据实际供需形势优化调整。即在保证全年基本盘总量的前提下，具体月份的送电安排可以在年度分月计划的基础上滚动优化。

  第二个层级，市场化部分。该部分是送受双方根据自身实际供需情况，通过市场化手段解决送受电量增减的需求。

  西电东送战略的执行还应该是动态的。一是在暂无新增电源的前提下，西电东送整体送电规模不会持续较快增长，在保证主体部分落实的基础上，送电规模可随送受端实际供需形势在合理范围内波动；二是跨省区优先发电规模计划和市场化部分年分月、月分周、周到日的交易计划都可以根据供需调整。

  南方区域跨省区优先发电规模计划包含国家指令性计划、政府间协议、电力扶贫、跨国电力贸易等方面，承担了落实国家西电东送战略、服务区域协调发展、支撑“一带一路”建设等多重功能属性。跨省区优先发电规模计划只有足额、物理执行，才能有效保障各项战略任务的落地实施。送受电的能源安全保障作用以及促进绿色转型发展是跨省区优先发电规模计划执行和优化的主要目标，不能将其简单等同于普遍适用的电力中长期合同。

  跨省区优先发电规模计划作为电力市场运行的重要边界，在市场化改革中必须坚持，不能削弱，应不断在实践中完善其落实形式，丰富其内涵，推动其发展。

  跨省区优先发电规模计划的“放开”，要在保障电量落实的前提下，进一步体现市场化特征。一是可在落实方式上体现“市场化”特征。将优先发电规模计划形式转化为政府授权的拥有较高优先级的中长期合同，依规参与中长期交易，优先组织、优先执行、优先结算。二是可在组织方式上体现市场化特征。按照“市场优先、政府兜底”的原则推动跨省区优先发电规模计划“分电到厂”，不足部分由送电省份按照相关原则进一步分配。同时，做好优先计划执行与市场的衔接，建立责任机制，提升履约水平。三是可在价格形成上体现市场化特征。鼓励送受双方通过双边协商方式形成价格，推动一定比例的优先发电规模计划由“保量保价”转为“保量竞价”，随行就市，应用市场化价格结算。

  近年来，广州电力交易中心在丰富完善西电东送有关市场化机制，精细处理送电“基本盘”，积极寻求市场化增量等方面持续探索。

  组织年度电力中长期交易，将政府间协议转变为中长期市场合同，用市场化方式实现优先发电规模计划落实，连续多年实现年度交易优先规模计划应签尽签，成功稳住了优先发电规模计划这个西电东送的“压舱石”。

  设计推出分电到厂及责任机制，由送端省区将次年优先发电计划（含年分月计划）足额分解，网对网部分由相关省区电网公司与送电电厂签订购售电合同，压实送电责任，约定违约条款，并以此作为边界开展市场化交易。分电到厂及责任机制实现了省间送电由“大锅饭”向“责任田”的历史性转变。2023年推出后，当年即扭转黔电送粤规模持续缩减的局面。

  构建“市场化为主，统筹优化为辅”的灵活调整机制，主动适应优先发电规模计划的波动。月度及以内授权相关交易主体在一定幅度内（如20%）对年分月优先发电计划进行自主协商和调整。同时进一步缩短交易周期，提高交易频次，探索建立多日连续交易，优先组织各方通过市场化方式调整电量和曲线，满足优先计划调整和新能源消纳等突发性需求。

  随着南方区域电力市场建设的日益成熟和深入，我们将进一步扩大探索范围，在现有机制的基础上，充分应用现货调节功能，构建保障跨省区优先发电规模计划执行、权益回收等“市场工具包”，推动西电东送行稳致远。