12.22亿千瓦、12.29亿千瓦、12.33亿千瓦！8月4日至6日国华通配资，受大范围高温高湿天气影响，国家电网经营区用电负荷连续3天创历史新高，相当于50多个三峡电站同时发电才能支撑。
在安徽合肥，7月以来用电负荷已经10余次超过去年极值，电网维持高位运行状态。在合肥国轩电池材料有限公司，生产井然有序。“往年偶尔要调整生产计划配合错峰用电，今年用电很平稳。”公司公共设备部高级主管夏博说。
变化的原因是什么？除国家电网提升电源顶峰能力、优化需求管理等努力之外，南方电网也来帮忙。
7月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》（以下简称《方案》），推动打破国网、南网间电力市场的分割，实现电力系统在全国范围内互济互保。
在这一机制框架下，北京电力交易中心和广州电力交易中心联合组织，达成7月至9月南方送华东电力互济交易。超20亿千瓦时电能，相当于80多万户家庭1年的用电量，从广东、广西、云南通过闽粤联网工程及相关通道，全天候输送至上海、浙江、安徽、福建。
走进北京电力交易中心，大屏幕上，跨省跨区交易电量、各省份负荷预测信息等数据实时更新，工作人员忙着沟通市场各方交易需求。
“迎峰度夏关键期最怕电力供应不足。”北京电力交易中心市场部主任张显介绍国华通配资，6月，国网已预判华东区域用电负荷会较快攀升，但国网区域可支援华东的输电通道均已满载。
还能去哪里找电？张显和同事核查后发现，连接国网和南网经营区的闽粤联网工程尚有送电空间，他们第一时间将需求反馈给南方电网。
“今年南方区域来水较早，云南、广西、贵州主力水库水位较高，广东用电负荷平稳，具备富余电力外送能力。启动跨经营区常态化电力交易，既开拓了华东区域电力来源，又拓宽了南方区域富余电源外送范围，双方一拍即合。”中国南方电力调度控制中心总经理黄河介绍，广东高温天气出现早，通常5月就进入负荷爬升期，此时福建等地恰好处于汛期、用电高峰尚未到来，富余水电可经闽粤联网工程送至广东，缓解供电压力。
跨电网经营区常态化电力交易，就像建立了一个覆盖全国的“网上电力商城”，不仅能保障重点时段电力安全供应，还有助于释放市场竞争活力。
华能澜沧江水电股份有限公司的水电站位于南方区域，营销部主任周星感触很深：“水电站出力受流域来水影响显著，存在天然的丰枯期波动。在单一区域市场，丰水期‘电多卖不上价’，枯水期则‘有价难发电’，这种波动性限制了企业的竞争力。”
“跨经营区常态化电力交易，让发电企业可以和更多负荷省份顺畅对接。”周星说，7至9月，企业完成的跨经营区电力交易量将超1亿千瓦时。
目前，国网和南网之间有两条电力输送通道，分别是从三峡送广东的江城直流和闽粤联网互送的云霄直流。但此前，通道利用频次少、规模小。拿闽粤联网工程来说，满载输送可达200万千瓦，但多数时候只用到三成左右。
网间通道互济作用没有充分发挥的原因是什么？
先看调度。国家电力调度控制中心调度计划处副处长罗治强告诉记者，此前两网间缺乏常态化市场交易机制，电力互济主要以政府间协议、应急调度为主，“一线一议”“一事一议”，往来沟通协调耗时耗力。
不仅如此，由于缺少市场机制支撑，支援电量在后期需按传统计划模式下的“电量返还”方式进行处理，时常会出现返还电量时已经错过支援方高峰需求，或者支援方有需求但联络通道已无可用能力的情况。这既不能满足送受双方供需形势快速切换的客观需要，也不能体现市场化环境下电能的时间与空间价值。
再看交易。张显介绍，组织跨经营区交易需要做的前期功课极其复杂，既要精准评估电力供需平衡，又要实现两家交易平台间高效协同、互联互通，还要衔接好交易业务流程。此前，跨经营区交易的组织、发布与结算等没有政策依据，所以各方参与意愿不高。
广州电力交易中心发展研究部主任陈晓东介绍，国网和南网共同编制了安全校核、交易执行、交易结算、绿证划转等跨经营区交易业务流程细则。同时，推进技术平台对接，实现“一地注册、全国共享”，提升经营主体参与电力市场的便利程度，降低交易成本。
根据《方案》，今年将在年度、月度、月内、现货等交易周期，实现跨电网经营区交易常态化开市；推动南方绿电送长三角、西北绿电送南方、蒙西绿电送南方等交易。
下一步国华通配资，国家发展改革委、国家能源局将持续完善全国统一电力市场体系总体设计，破除体制机制障碍，健全配套政策，推动跨电网经营区常态化电力交易在更大范围内发挥优化电力资源配置作用。
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