东北省间结算破题：统一市场进入“算账时代”

2月13日，辽宁省发展改革委发布《关于征求〈东北区域省间电力市场结算实施细则（征求意见稿V1.0）〉意见的公告》，这份由辽宁省发展和改革委员会牵头，会同吉林、黑龙江、内蒙古以及东北能源监管机构共同起草的文件，首次以多省价格主管部门联合发文的形式，系统规范东北区域省间电力市场的交易与结算安排。

近年来，全国统一电力市场体系的框架已经基本成形。但真正决定市场能否落地的，并非交易规则本身，而是结算逻辑是否清晰、经济关系是否闭合、风险是否可控。换句话说，统一市场能否真正运行，最终要落在“怎么结算、谁承担风险、钱从哪来、往哪去”。

此次东北区域的征求意见 稿，正是把改革焦点 从“能不能交易”推向“如何算清账”。

核心经济关系被明确

长期以来，省间电力交易存在一个现实困境：交易在区域层面达成，但结算和责任却分散在省内市场体系中，规则接口模糊，经济关系容易出现“悬空”。部分区域甚至曾出现由企业拟定规则、政府批复、以企业文号印发的情况，权责结构并不完全清晰。

此次细则的一个关键突破，在于首次在区域层面明确：省间交易的本质，是卖方主体从所在省内市场“购出”，再转售给买方所在省；买方则在本省市场完成“售出”。这一表述看似技术性，实则将省间交易重新嵌入省内市场的价格与结算体系，打通了两个层级之间的经济逻辑。

这意味着，省间市场不再是一个“悬浮的交易平台”，而是成为省内市场价格形成和资源配置机制的延伸。电能量的中长期、日前、日内交易科目全部纳入系统化结算体系，容量结算也被同步纳入，实现电能量与容量的全口径覆盖。区域市场不再只负责撮合交易，而是承担起完整的经济核算功能。

在全国统一电力市场推进过程中，这种“结算先行”的路径，具有示范意义。统一市场并不是简单扩大交易范围，而是构建统一的价值计量体系。

从互济走向制度化保障

东北区域的特殊性在于结构性余缺并存。一方面，部分地区电源富余；另一方面，冬季高峰负荷时段又面临供应紧张。如何通过制度设计实现“余缺互济”，一直是区域协同的难点。

本次细则提出，首次构建省间可靠容量体系，并在结算层面衔接容量政策安排。这不仅是对既有政策文件的落实，更是在经济逻辑上承认容量价值的跨省属性。容量不再仅仅是省内电源的收益来源，而成为区域安全保障的共同资源。

从经济学角度看，这是一种风险共担机制的制度化表达。通过容量结算科目的明确化，区域内不同省份在保障责任与收益分配之间建立起更清晰的对应关系。对电源侧而言，跨省容量交易的收益稳定性增强；对负荷侧而言，容量保障责任更加透明。

这种安排有助于减少“强省掠夺弱省资源”式的舆论争议，将省间资源配置纳入规则框架，而非行政博弈。

统一市场的底层逻辑

如果说电能量和容量结算是“算清账”，那么风险管理则是“保安全”。征求意见稿中提出，建立区域电力市场交易结算核对机制，要求交易机构对市场主体批发、零售等交易行为每日盯市，加强履约担保品管理。

这一安排的意义在于，将履约风险、结算风险的防范前置到区域层面。电力市场一旦跨省运行，违约风险、价格波动风险的外溢效应显著增强。没有统一的担保和风控机制，区域市场极易成为风险传导通道。

东北的探索，等于为未来全国统一电力市场提供了一个区域级“沙盒”。每日盯市、担保品动态管理等机制，本质上是在模拟成熟电力市场的风险控制框架。若运行平稳，其经验将可能被复制至其他区域。

东北的制度试验价值

从表面看，这只是一次区域结算细则的公开征求意见。但从改革逻辑上看，它释放出三个信号。

第一，地方政府开始主动承接统一市场的制度构建责任。多省价格主管部门联合制定规则，意味着权责正在从企业主导转向政府主导，制度权威性提升。

第二，统一市场进入“深水区”。交易规则的统一只是第一步，真正的挑战在于结算体系与风险管理的统一。东北区域的尝试，将省间市场嵌入省内市场的经济循环之中，是对全国统一电力市场的一次结构性完善。

第三，区域市场正在成为全国市场的试验场。容量机制、风险管理、全口径结算等制度安排，一旦在东北落地并经受考验，将为其他区域提供可复制路径。

对于能源行业而言，这意味着一个趋势正在成形：未来的竞争，不再只是装机规模与发电成本的竞争，而是规则理解能力、风险管理能力与跨区域协同能力的竞争。

当统一市场的目标逐渐从“能交易”转向“算得清、稳得住”，电力体制改革也真正进入了制度细化与经济逻辑重构的新阶段。

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