近年來，跨省（區）電能交易在實現余缺調劑、優化資源配置、推進電力市場建設方面起到了重要的作用。2011年全國跨省區電能交易電量（合同電量，非物理輸送電量）合計6240.20億千瓦時，同比增長7.55%。其中，跨區交易2664.31億千瓦時，同比增長9.99%；跨省交易3575.89億千瓦時，同比增長5.78%。
　　
　　跨省（區）電能交易是下一步電力市場建設的重要突破口，但是受到計劃與市場雙軌制影響，目前我國跨省（區）電能交易仍然存在一定的問題。
　　
　　跨省（區）電能交易現狀
　　
　　我國地域廣闊，一次資源分布不平衡，跨省（區）電能交易實現了電力的余缺調劑，緩解了地區性、時段性缺電問題，促進了水電、風電等可再生能源的充分利用，為國家節約了大量的煤炭資源，提高了全國能源整體利用效率，取得了較好的社會經濟效益。
　　
　　近年來，隨著跨省（區）電能交換需求的不斷增加和電力聯絡線功率交換能力的不斷增強以及電力監管機構對交易行為的不斷規范，跨省（區）電能交易總量快速增加，基本形成了東北及內蒙煤電、風電送華北，華中水電送南方、華東，西北煤電送華北，華中水電和西北火電、華北火電互濟的格局，總體上符合一次資源能源流向。
　　
　　目前我國跨省（區）電能交易呈現計劃為主（含電網企業制定的計劃），市場為輔的格局。每年以計劃方式形成的跨省區電能交易占全部交易電量的80%以上。在非計劃交易模式中，競價電價市場建設的配制使電力生產和消費通過市場進行調節變得困難，2011年之前跨省（區）電能交易存在競價行為，總體上看是從標桿電價開始向下競價，2011年《關于整頓規范電價秩序的通知》（發改價檢[2011]1311號）出臺后，對于跨省、跨區電能交易，除國家另有明確價格規定外，送端電網企業必須嚴格按照價格主管部門核定的上網電價與發電企業結算，與受端電網企業協商確定送電價格。對此變化，部分地區創造性出現了所謂“鎖定電價，競量上網”的交易模式，可謂市場在計劃夾縫中生存的一大“創新”。
　　
　　目前跨省（區）電能交易犧牲送受兩省發電企業利益
　　
　　2011年《關于整頓規范電價秩序的通知》出臺的一個重要原因是發電企業對跨省（區）向下競價的交易方式堅決反對。為什么作為市場主體的發電企業如此反對已經具有一定市場化特征的跨省（區）電能交易呢？
　　
　　一方面這和我國目前廣泛實施的項目核準、標桿電價和上網電量計劃分配制度有直接關系。目前，我國發電機組核準后即可享受該省統一的標桿上網電價，而分省上網標桿電價依據之一就是省內發電機組預期的平均利用小時數，假設某省在進行標桿電價測算時認定未來一段時間內該省的平均利用小時以5000小時計算，那么該省內火電機組的成本及利潤應當在5000小時內得到補償，并以此為基礎得出該省標桿上網電價，相應的在省內機組未完成核價利用小時數之前全部發電權（合同）屬于省內發電企業（發電合同優先生產權）。因此，電網公司在組織開展電能交易時，本應首先確保本省內發電機組的核定利用小時數，即優先省內平衡，如果在此基礎上不能保障全省電力供應，則應積極開展跨省（區）電能交易。實際上受到利益驅動，電網企業在計劃之外組織交易時，往往忽視或者侵害了省內發電企業的優先生產權。
　　
　　另一方面，我國開展的跨省（區）電能交易一個重要的特征是電價降低，不僅送電省份發電企業的上網電價低于該省標桿電價，在受電省份的落地電價也低于該省的平均購電價。送電省份的電網企業通過組織發電企業低價外送，賺取輸電費；受電省電網企業通過低價外購電，進一步降低了其購電成本，兩地電網企業的積極性均高。而送電省發電企業不得不低于標桿電價外送，受電省發電企業本應在計劃內的部分電量空間卻被外購電所占，所以此類跨省（區）電能交易的實質就是犧牲了送、受兩省發電企業的利益。

        來源：新華網