华中区域跨省电能交易现状问题及建议
电力交易实践当中存在的问题及对策研究_1
电力交易实践当中存在的问题及对策研究发布时间：2023-02-23T02:17:57.161Z 来源：《中国科技信息》2022年第19期作者：韦瑜[导读] 电力买卖是对用电产品与服务所进行的交易活动韦瑜国网湖北省电力有限公司崇阳县供电公司湖北崇阳437500摘要：电力买卖是对用电产品与服务所进行的交易活动，但由于市场化经营的发展，电力产业也在发展的过程中暴露出了一些的问题。
所以，建立有序竞争的电力市场交易体系是当前推进中国能源改革的核心任务。
该文对中国电力交易实践中出现的问题，以及具体处理办法作出了深入分析，并根据该研究成果，对于相应限度地提升中国电力交易实践的水平，提出了借鉴建议。
关键词：电力交易；实践；问题；对策为进一步满足当前电网公平竞争领域的经营要求，须对推进电力交易市场化管理方面进行深层次探索，建立健全而比较完善的电网交易体系。
为推进建立和比较完善的电网交易体系，在加强推动全国电网发展方面，应总结和探索总结中国的历史经验，并通过掌握实际经济规律成为和研究中国当前所在出现的主要困难、落实并主动回应党的社会科学发展理念，为促进人民建设工作方便人民生活作出重要影响。
1电力交易概述电力买卖是对用电产品及劳务的买卖活动，涉及到许多方面，唯有与电力有关的合法买卖方可列入电力买卖的范围。
但是较为普遍的电力交易方式有三类。
一是电力买卖。
第二、辅助业务贸易;三，输电权贸易。
严格来说，在具体的电力贸易实务中，为保障交易过程的顺利，买卖各方都需要订立带有明确法律利害关系的购销协议。
这主要由于今天的电力贸易情况更加多样复杂，各大电力企业的利益争夺也越来越剧烈，所以唯有明晰买卖各方的法律利害关系，才能维持电力市场的正常贸易有序，也才能促进社会主义市场经济的蓬勃发展。
2电力交易实践当中存在的问题2.1电力市场交易不规范在电力交易中，随着电力市场化刚开始，遇到的一个难题便是怎样保障交易的正确实现。
因为缺乏具体的规范，在用电直接买卖的流程中买卖合同不规范，存在随意性，这不但和市场买卖的规范相悖，而且容易损害用电交易的秩序。
对跨省(区)长期电能交易合同 “灵活”调整机制的几点思考
对跨省（区）长期电能交易合同“灵活”调整机制的几点思考市场监管部常建平陈大宇近年来，我国跨省（区）电能交易增长较快，2009年全国范围内，跨省（区）交易总量已达5312亿千瓦时，同比增长13％，其中具有一定市场化特征的交易电量729.1亿千瓦时，电价和电量均按照市场机制形成的交易电量130.6亿千瓦时。
国家指令性分配电量或审批核准的交易1仍然占跨省（区）交易的绝大部分，达3129.8亿千瓦时，该部分电能交易多签订的是一年以上的长期合同。
由于该部分交易合同条款都是基于对今后几年受电地区的供需预测情况进行制定，当预测情况与实际情况偏差较大时，僵化执行依据预测情况制定的合同条款自然容易出现这样那样的问题，因而，对于跨省（区）长期电能交易合同，迫切需要建立一个科学、合理的“灵活”调整机制（以“购电权交易”为代表），用以保护电力企业合法权益。
一、我国跨省（区）电能交易现状截至目前，国家先后出台了一系列政策文件，支持、鼓励和培育各地区开展以市场为导向，以公开、透明和市场主体自愿为1东北全部跨区跨省交易，西北李家峡送出，葛洲坝送华中四省和华东，四川送重庆，和二滩送重庆，川电东送，三峡外送、皖电东送等。
原则的跨省（区）电能交易，加强市场配置资源的基础性作用，促进电力资源优化配置。
在国家的政策鼓励下，我国大型电源基地和电力联网工程相继建成投产，随着跨省（区）电能交换需求的不断增加和电力联络线功率交换能力的不断增强，跨省（区）电能交易总量也快速增加。
从总体上看，我国跨省（区）电能交易呈现计划为主，市场为辅的格局。
2009年，全国跨省（区）电能交易总量为5312亿千瓦时，基本情况详见表1。
其中计划形成的交易电量为4419.7亿千瓦时，占83.2％，比2008年降低4.3个百分点，仍占主导地位。
表1跨省（区）交易中计划与市场形成交易的基本情况类别电量合计电量电价电量形成方式计划形成的交易国家指令性分配电量或审批核准的交易东北所有跨区跨省交易，西北李家峡核价内送出交易。
电力交易实践当中存在的问题及对策分析
电力交易实践当中存在的问题及对策分析电力交易是指通过市场方式进行电力买卖的行为，它能够有效实现电力资源的配置、提高电力市场竞争性和优化供需关系。
在实践中，电力交易也存在着一些问题，针对这些问题，我们需要采取相应的对策。
电力交易实践中存在着电力市场竞争不充分的问题。
这主要是由于市场进入壁垒高、市场准入难度大等原因造成的。
对策方面，应当降低市场进入门槛，建立公平竞争的市场环境，鼓励多家企业进入市场，增加竞争程度，从而促进电力市场竞争的充分性。
电力交易实践中存在着信息不对称的问题。
即供电侧和需电侧在交易中掌握的信息不对称，导致交易的不公平性和不透明性。
对策方面，可以采取增加信息披露的措施，要求供电侧和需电侧在交易过程中公开信息，提高信息的透明度，提升交易的公平性。
电力交易实践中存在着市场操纵和价格扭曲的问题。
一些市场主体可能会通过操纵市场供求关系或者价格进行不正当行为，使得市场价格失去合理性。
对策方面，应建立健全的市场监管机制，对市场参与主体进行规范和监督，从而遏制市场操纵行为的发生，维护市场价格的正常运行。
电力交易实践中存在着市场规模不足的问题。
一些电力交易市场因为参与主体较少，交易量较小，规模不足，限制了市场的发展和效率。
对策方面，应通过引入更多的电力交易主体，增加交易规模，扩大交易市场，提升市场的活跃度和效益。
电力交易实践中存在着供需关系匹配不足的问题。
电力供需的匹配程度影响到市场价格的波动以及供电的稳定性。
对策方面，可以通过建立电力交易市场的供需预测机制，满足市场参与主体的需求，确保供需的平衡。
电力交易实践中存在着市场风险的问题。
电力市场受到供电可靠性、天气变化、电力需求的波动等因素的影响，使得市场参与主体面临着市场风险和交易风险。
对策方面，可以通过建立风险管理体系，对市场风险进行有效管理，减少交易主体的风险承担，确保电力交易市场的稳定运行。
电力交易实践中存在着竞争不充分、信息不对称、市场操纵、市场规模不足、供需关系匹配不足和市场风险等问题。
电力交易实践当中存在的问题及对策分析
电力交易实践当中存在的问题及对策分析1. 引言1.1 背景介绍电力交易是指电力供需双方通过市场交易进行电力买卖的活动。
随着电力市场的不断发展，电力交易实践中也出现了一些问题。
信息不对称是电力交易实践中的一个常见问题。
由于电力市场的复杂性和信息的不对称性，导致交易双方在信息获取和利用方面存在差异，容易造成不公平交易。
市场垄断也是电力交易实践中的一个难题。
一些大型电力公司控制着市场的主导地位，导致市场竞争不充分，价格形成不够公正。
法规不完善也是制约电力交易的一个主要因素。
由于电力市场监管政策不够完善，容易导致市场乱象频发，影响市场的稳定性和公平性。
为了解决电力交易实践中存在的问题，我们需要采取一些对策。
提高信息透明度是解决信息不对称问题的关键。
通过建立信息共享平台和加强信息披露制度，可以提高市场参与者对市场信息的了解程度，促进公平交易。
打破市场垄断是解决市场垄断问题的关键。
加强市场监管，鼓励竞争，促进市场多元化发展，可以有效防止市场垄断。
完善相关法规也是解决问题的必要手段。
建立健全的法律法规体系，强化监管执法力度，维护市场纪律，是保障电力交易市场正常运行的重要保障。
电力交易实践中存在的问题需要我们积极采取有效对策加以解决，才能推动电力市场的健康发展。
在未来的发展中，我们希望能够建立一个更加公平、公正和透明的电力交易市场，实现电力资源的最优配置，推动能源转型和可持续发展。
1.2 问题提出在电力交易实践中，存在诸多问题需要我们正视和解决。
这些问题不仅会影响市场的正常运转，还可能对能源供应和消费带来负面影响。
为了更好地推动电力市场的发展，我们需要对这些问题进行深入分析并提出有效的对策。
信息不对称是电力交易实践中的一个重要问题。
由于市场参与者拥有不同的信息，导致交易过程中存在信息不对称的情况，可能导致市场价格的扭曲和不公平，影响市场的效率和透明度。
市场垄断现象较为普遍，少数大型发电企业或电力交易公司控制了市场的大部分份额，导致市场缺乏竞争，价格被人为操纵，消费者利益无法得到有效保护。
电力交易实践当中存在的问题及对策分析
电力交易实践当中存在的问题及对策分析电力交易是指不同电力市场主体（发电厂、需求方、交易商等）通过协商、竞价、议价等方式进行电力交易，以满足电力供需之间的差异性需求，保障电力市场的稳定运行。
在电力交易实践中，也存在着一些问题，这些问题可能会影响到市场的公平性、透明度和效率。
本文将就电力交易实践中存在的问题进行分析，并提出相应的对策。
问题一：市场垄断和不正当竞争在一些地区，存在着由于企业规模大、市场份额高或者政策支持等原因导致的市场垄断现象，这种市场垄断会导致市场价格被操纵，降低了市场的公平性和透明度。
一些企业采取不正当手段进行竞争，比如垄断市场、串通竞价等，这也会影响到市场的效率和公平性。
对策：建立健全监管制度，严格监督市场行为。
完善电力市场监管机制，加强对市场主体的监管力度，打击市场垄断和不正当竞争行为。
加强信息公开和透明度，让市场主体及时了解市场信息，减少市场信息不对称，提高市场公平性。
问题二：电力交易信息不透明在一些地区，由于信息披露不充分、不透明，导致电力市场参与者难以准确获取市场信息，难以进行合理决策。
这种信息不透明会造成市场价格扭曲，影响市场的公平竞争。
问题三：跨区域电力交易困难在一些地区，由于跨区域电力交易的技术、政策、能源结构等差异性，导致跨区域电力交易困难。
这种困难会造成电力资源配置不均衡，影响到市场的效率和稳定运行。
对策：建立统一的跨区域电力交易平台。
加强跨区域电力交易的合作和协调，建立统一的跨区域电力交易平台，优化电力资源配置，提高市场的效率和透明度。
完善跨区域电力交易的政策和技术支持，推动跨区域电力交易的便利化和规范化。
问题四：电力交易市场风险管控不足在电力交易实践中，存在着一定的交易风险，比如市场价格波动、交易合同履约风险、信息安全风险等。
这些风险如果得不到有效管控，可能会对市场的稳定运行产生不利影响。
对策：建立完善的风险管理体系。
加强对市场风险的识别和评估，建立风险预警机制，加强市场风险的监测和管控。
跨省购电情况汇报
跨省购电情况汇报近年来，随着我国电力市场化改革的不断深化，跨省购电已成为电力市场中的重要环节。
作为我国电力市场化改革的重要内容之一，跨省购电不仅有助于促进电力资源的优化配置，还能够提高电力市场的竞争程度，降低电力价格，为用户提供更加优质的电力服务。
本文将对我国跨省购电情况进行汇报，以期为相关部门决策提供参考。
首先，我国跨省购电的发展呈现出良好的态势。
根据国家能源局发布的数据显示，截至目前，全国已有多个省份开展了跨省购电业务，跨省购电的交易量和交易金额均呈现出逐年增长的趋势。
特别是在一些电力资源丰富的地区，跨省购电的规模和比例更是迅速扩大，为电力市场的健康发展提供了有力支撑。
其次，跨省购电的市场机制逐步完善。
随着电力市场化改革的深入推进，我国跨省购电市场的机制不断完善，相关法规政策逐步健全，市场主体逐渐增多，交易方式和价格形成机制日益多样化。
同时，跨省购电市场监管体系也在不断完善，市场秩序逐渐规范，为跨省购电提供了更加稳定和可靠的市场环境。
再次，跨省购电的技术支持持续加强。
随着电力系统的智能化和信息化水平不断提升，跨省购电的技术支持也得到了持续加强。
目前，我国电力系统已经建立起了完善的跨省购电技术平台，实现了跨省电力市场的信息互通和交易便利，为跨省购电提供了坚实的技术保障。
最后，跨省购电的发展仍面临一些挑战。
尽管跨省购电取得了一定的成绩，但仍面临着跨区域输电能力不足、跨省电网规划不够协调、跨省购电交易成本较高等问题。
因此，需要进一步加大政策支持力度，加强跨省电网规划和建设，降低跨省购电的交易成本，推动跨省购电市场的健康发展。
综上所述，我国跨省购电市场取得了一定的成绩，但仍面临一些挑战。
需要进一步加大政策支持力度，加强技术研发和应用，推动跨省购电市场的健康发展，为电力市场化改革提供更加有力的支撑。
希望相关部门能够加大对跨省购电市场的支持力度，为跨省购电市场的健康发展提供更加有力的保障。
华中电网2005年跨区跨省电能交易情况及2006年交易预测
跨省交 易电量 ５１ 亿千瓦时，其中跨区交易 ． ９
２３ 千 瓦 时 ，跨 省 交易 ２８ 千 瓦时 ：江 ．Ｏ亿 ．９亿 西 省全 年 完成 跨 省 交 易 电量 １ ０亿 千 瓦时 ： ． ９ 四川 省 全年 完 成跨 区跨 省交 易 电量 ４ ．５亿 ４７ 千 瓦时 ，其 中跨 区 交易 ２ ． ２５ ２亿 千 瓦时 ，跨 省 交 易 ２ ．３亿 千 瓦时 ；重庆 市 全年 完成跨 ２２ 省 交 易 电量 Ｏ０ ２亿千 瓦时 。 ．９ 活跃 的跨 区 跨 省交 易 ，既缓 解 了用 电紧
１ ４１ ３ ．５亿 千 瓦 时增 加 ７ ．５亿 千 瓦时 ，同 比 ３１
源 分 布在 河 南省 。 资源 分 布决 定 了电源 结构 ， 电源 结构 的差 异使 华 中 电 网具 备 了得天 独 厚
增长 ５．０ ４５ ％。其 中 ：跨区跨 省 长期 交 易电量
１ ８２ 亿 千 瓦 时 ，同 比增 长 ４ ． ％，跨 区跨 ．１ １ ７２ ０
枯 水 期缺 电严重 ，但 夏季 电力 富 余较 多 ，全 年 平 均 富余 电 力 达 １３ 万 千 瓦 。华 中 六 省 ４
从分省情况来看 ，河南省全年完成跨区 跨省交易电量 １０ ３ ２ ． 亿千瓦时，其中跨区交 ７
易 ７ ．６ 千 瓦 时 ， １ 亿 ６ 跨省 交 易 ４ ．７ ９Ｏ 亿千 瓦时 ： 湖 北 省全 年 完 成跨 区跨 省交 易 电量 １．７亿 ５１ 千 瓦 时 ，其 中跨 区 交 易 １．８亿 千瓦 时 ，跨 Ｏ９ 省 交 易 ４１ 千 瓦 时 ：湖南 省 全年 完成 跨 区 ．９亿
２ ０５年 电力供需状况的变化增大了 、２ ０
市场 交 易的机 会
相 比 ２０ 年华中六省 （ ０４ 市）电力供应全 面紧张的局面 ，２０ 年呈现前紧后松、二季 ０５
国家发展改革委关于促进跨地区电能交易的指导意见
国家发展改革委关于促进跨地区电能交易的指导意见文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会•【公布日期】2005.02.25•【文号】发改能源[2005]292号•【施行日期】2005.02.25•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业,能源及能源工业综合规定正文国家发展改革委关于促进跨地区电能交易的指导意见（国家发展改革委2005年2月25日发布发改能源[2005]292号）（一）为促进跨地区（跨区跨省）电能交易，实现资源的有效配置，充分发挥发、输电设施的能力，优化电力调度，降低电力工业整体建设成本，提高电力工业效率，保障电力供应，推进电力市场机制的建立，发挥市场在配置电力资源中的基础性作用，依据国家有关规定，特制定本指导意见。
一、交易原则和适用范围（二）跨地区电能交易以市场为导向，以最大限度调剂余缺、满足电力需求为目标，以电网安全为基础，以整体效益最优为原则，结合电力资源情况和各地区负荷特性，充分发挥价格杠杆的调节作用，促进跨地区电能交易，破除省间壁垒，发展区域电力市场，实现电能资源的优化配置。
（三）本指导意见适用于跨地区的电能交易行为。
国家明确开展区域电力市场试点的地区，相关的跨地区电能交易应首先遵从该区域电力市场交易规则。
跨地区电能交易的调度规则应执行国家电监会《跨区跨省电力优化调度暂行规则》（电监输电[2003]20号）。
二、交易种类（四）根据交易实现过程的不同，电能交易合同可分为计划交易合同和临时交易合同。
计划交易是指由交易主体根据可预见的电能供应和需求情况，有计划地按照正常交易程序达成的电能交易。
临时交易是指一般由交易双方事先授权电网企业（调度机构）根据较短时间内电网的供需情况和电网调剂余缺、错峰等方面的实际需要，未纳入计划交易，随时发生的电能交易。
（五）根据合同约定的有效期长短和实现的过程，跨地区电能交易合同可分为长期交易合同、短期交易合同和授权电力调度机构根据电网供需情况进行电能调剂的协议。
跨省输电通道布局优化
跨省输电通道布局优化随着我国经济不断发展和城市化进程加快，对电力需求的增长日益加剧，尤其是在一些经济发达地区和工业基地。
为了满足对电力的需求，跨省输电通道的建设显得尤为重要。
然而，由于我国领土辽阔，地理条件复杂，跨省输电通道的布局一直是一个亟待解决的问题。
如何合理优化跨省输电通道的布局，不仅能够提高电力传输效率，还能够降低建设和运营成本，具有重要的现实意义和实用价值。
一、我国跨省输电通道布局现状分析1.1 我国跨省输电通道的布局现状当前，我国跨省输电通道的布局存在诸多问题。
一方面，由于历史原因和地缘因素的影响，部分跨省输电通道的布局并不合理，导致电力传输效率低下。
另一方面，一些跨省输电通道的设计满足既有需求，却没有考虑未来的电力需求增长和变化，以及新能源的接入问题。
1.2 我国跨省输电通道面临的挑战随着我国经济的快速发展和城市化的加速推进，对电力的需求不断增长。
尤其是一些经济发展比较活跃的地区，电力需求增长迅猛。
然而，由于部分地区的电力资源相对稀缺，需要依靠跨省输电来满足需求。
因此，如何合理规划和布局跨省输电通道，成为当前我国电力行业面临的重要挑战之一。
1.3 我国跨省输电通道的优化需求为了解决我国跨省输电通道的布局不合理和传输效率低下的问题，需要进行跨省输电通道布局的优化。
传统的电网规划方法往往是基于历史数据和经验，缺乏对未来电力需求和新能源接入的全面考虑，因此，需要引入现代化的规划方法和技术手段，对跨省输电通道的布局进行优化。
二、跨省输电通道布局优化方法研究2.1 基于大数据分析的跨省输电通道布局优化大数据技术的发展为跨省输电通道的布局优化提供了新的机遇。
通过收集和分析大量的历史电力数据和气象数据，可以更加准确地预测未来的电力需求和风能、光能等新能源的发电潜力，为跨省输电通道的布局提供科学依据。
2.2 基于人工智能的跨省输电通道优化算法研究人工智能技术在电力行业的应用日益广泛，可以通过深度学习和神经网络算法来对跨省输电通道布局进行优化。
电力交易实践当中存在的问题及对策分析
电力交易实践当中存在的问题及对策分析电力交易实践当中存在的问题主要包括：价格波动大、能源交易缺乏透明度、交易主体信用风险高、交易规则不完善等。
针对这些问题，可以采取一系列对策进行解决。
对于价格波动大的问题，可以通过建立市场监管机制来实现稳定的价格。
这包括建立价格限制机制，设立价格波动幅度和区间等。
还可以采取适当的调控措施，如强化监管力度，加大市场惩罚力度，以及完善市场信息透明度等，以减少价格的波动性。
能源交易缺乏透明度是当前电力交易市场存在的另一个问题。
要解决这一问题，可以通过加强市场监管，完善市场信息公开制度，定期发布市场交易数据等方式来提高交易的透明度，使各参与主体能够全面了解市场状况，从而更好地参与交易。
交易主体信用风险高是电力交易实践中的一个主要问题。
为了降低交易主体信用风险，可以加强交易主体的准入门槛，设立信用评估机构，对交易主体进行信用评估，并根据评估结果确定交易规则和措施。
还可以建立交易主体信用风险管理制度，加强对交易主体的监管和管理，提高主体信用风险的控制能力。
交易规则不完善也是目前电力交易中的一个问题。
要解决这一问题，可以通过完善交易规则和制度来加强交易的规范性和可持续性。
这包括建立健全的交易制度，明确交易主体的权责义务，合理确定交易方式和流程等。
还可以加强交易规则的修订和更新，根据市场实际情况和需求进行调整，确保交易规则的适用性和有效性。
电力交易实践中存在的问题严重影响了交易的稳定性和效率，但通过建立市场监管机制、加强市场信息公开、强化交易主体信用风险管理以及完善交易规则和制度等对策，可以逐步解决这些问题，改善电力交易实践的效果和效益。
电力交易实践当中存在的问题及对策分析
电力交易实践当中存在的问题及对策分析近年来，随着经济的快速发展和能源需求的不断增长，电力交易已成为能源行业中的重要组成部分。
电力交易实践中存在着一系列问题，如市场价格波动大、信息不对称、风险管理不足等。
本文将针对这些问题进行分析，并提出相应的对策，以期为电力交易实践的进一步发展提供参考。
问题一：市场价格波动大电力市场价格波动大是电力交易实践中常见的问题之一。
由于电力市场的不确定性和受环境影响较大的特点，市场价格可能会因季节变化、天气变化、供需状况等因素而出现大幅波动，给电力交易市场带来了较大的风险。
对策一：建立有效的风险管理机制对于市场价格波动大这一问题，我们可以通过建立有效的风险管理机制来降低风险。
可以通过期货市场进行套期保值，或者建立风险管理团队，及时掌握市场信息，制定相应的应对策略，从而降低价格波动所带来的风险。
问题二：信息不对称在电力交易实践中，存在着信息不对称的现象。
一方面，电力市场参与者之间的信息传递不及时、不全面，一些企业可能会故意隐瞒信息，以获取不正当利益，这给电力交易市场带来了不小的问题。
对策二：加强信息交流与监管针对信息不对称的问题，我们可以加强信息交流与监管。
可以建立更加完善的信息交流平台，促进市场参与者之间的信息共享，以减少信息不对称。
应加强监管力度，对市场信息进行严格监管，及时发现并处理那些故意隐瞒信息的行为，从根源上解决信息不对称问题。
问题三：风险管理不足在电力交易实践中，由于市场变化多端，风险管理常常面临挑战。
一些企业对于风险管理的重视程度不够，导致在面对市场波动时无法有效地控制风险，进而造成损失。
对策三：加强风险管理意识和技术支持针对风险管理不足的问题，可以通过加强风险管理意识和技术支持来解决。
应加强对市场参与者的风险管理意识培训，使他们能够更好地理解市场风险，并制定相应的风险管理策略。
可以引入风险管理技术，如金融衍生品、风险管理软件等，来提高风险管理的效率和准确性。
电力交易实践当中存在的问题及对策分析
电力交易实践当中存在的问题及对策分析电力交易是指在不同地区之间进行电力资源的买卖和交换，以满足各个地区的电力需求。
随着能源市场的逐渐开放和市场化程度的提高，电力交易在能源行业中扮演着越来越重要的角色。
电力交易实践当中存在着一些问题，包括市场准入不公平、信息不对称、监管不到位等方面的问题，这些问题对于电力交易的稳定运行和市场的健康发展带来了影响。
本文将针对这些问题进行分析，并提出相应的对策。
我们要关注的问题是市场准入不公平。
在一些地区，由于市场准入条件不够公平，导致一些小型的电力企业难以在电力交易市场中立足。
这主要是因为一些大型电力企业拥有更多的资金和资源，他们能够通过规模效应来获得更低的成本和更高的竞争力。
而小型电力企业则往往没有这样的资源，很难与大型企业进行竞争。
为了解决这个问题，监管部门需要加强对市场准入的监管，确保市场准入的公平性，同时为小型企业提供更多的支持和帮助，让他们能够在市场中有更多的机会。
信息不对称也是电力交易实践中的一个普遍问题。
由于电力市场参与者的信息不对称，使得市场交易变得不够公平和透明。
一些大型电力企业可能掌握着更多的信息资源，能够更加准确地判断市场走势和价格波动，从而在市场中占据更大的优势。
而小型企业则往往处于信息劣势地位，很难做出准确的决策。
监管部门需要建立更加透明和公正的信息披露制度，确保市场内各方能够平等地获取和利用信息，增加市场的透明度和公平性。
监管不到位也是导致电力交易市场问题的一个重要原因。
在一些地区，监管部门的监管并不够严格和及时，导致市场内出现了一些违规行为。
一些企业可能会利用监管的空隙进行不当行为，扰乱市场秩序，甚至导致市场的混乱和崩溃。
为了解决这个问题，监管部门需要加强对市场的监管，建立健全的监管制度和规范，加强对市场内各方的监督和管理，及时发现和处理违规行为，维护市场的秩序和稳定。
在面对电力交易实践当中存在的问题时，我们可以采取一些具体的对策来加以解决。
华中电网电能交易撮合办法-华中能源监管局
华中区域跨区跨省（市）电能交易办法（征求意见稿）二○一○年二月第一章总则第一条为进一步规范华中区域跨区送电的交易组织和跨省（市）电能交易工作，实现电能交易的公平、公正、公开，促进电能资源更大范围的优化配置，制订本办法。
第二条本办法依据《关于促进跨地区电能交易的指导意见》（发改能源[2005]292号）、《跨省（区）电能交易监管办法（试行）》（电监市场[2009]51号）和《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》（发改价格[2009]2474号）等文件精神，结合华中区域实际情况制订。
第三条跨区送电、跨省（市）电能交易在保证电网安全的基础上，坚持公平开放电网、平等自愿、公开透明和市场主体直接参与的原则。
第四条跨区送电、跨省（市）交易电量是发电企业年度基数外部分，不影响年度基数电量。
第五条华中电监局负责交易流程、交易结果及交易执行全过程监管；华中电网有限公司（以下简称华中电网公司）负责跨区送电、跨省（市）交易的组织实施。
第二章交易管理第六条华中区域跨区送电、跨省（市）电能交易的交易主体是华中电网有限公司、湖北、河南、湖南、江西、四川省和重庆市电力公司（以下简称网省（市）公司）、华中区域内拥有单机容量在30万千瓦及以上常规燃煤脱硫机组的火力发电企业。
根据华中区域电力市场发展情况，逐步培育新的交易主体。
第七条华中电监局负责市场主体的准入管理、市场主体注册，华中电网公司在华中区域平台上组织实施跨区送电、跨省（市）电能交易。
第八条跨区送电、跨省（市）电能交易主要采用挂牌交易、撮合交易等方式进行。
跨区送电以挂牌交易为主，跨省（市）电能交易以撮合交易为主，也可根据购电主体意愿进行挂牌交易。
以上交易以年度、月度交易为主，也可根据实际需要进行短期、临时交易。
跨省（市）电能交易时，有购电需求的省（市）内发电企业不参与该次电能交易。
第九条华中区域跨区送电、跨省（市）电能交易实行单一制电价。
进行交易时考虑输电费用和输电线损。
电力交易实践当中存在的问题及对策分析
电力交易实践当中存在的问题及对策分析电力交易实践在过去十几年间得到了较大的发展，但同时也存在着一些问题。
本文将分析电力交易实践中存在的问题，并提出相应的对策。
问题一：市场不成熟当前电力交易市场，尤其是新兴市场，大多处于起步阶段，交易规则和机制尚未制定完善。
这导致了市场缺乏稳定性，交易价格波动较大，交易量不稳定等等问题。
对策是促进电力市场改革，完善市场的组织结构和法规制度，在制定交易规则和机制上充分考虑各方利益，保证市场的公平、透明和稳定。
问题二：电力交易流程不透明目前电力交易流程还存在一定的不透明性，例如缺乏交易细节、投诉处理机制不完善等问题。
这些问题会影响电力交易市场的可信度，使交易更加困难。
应采取透明交易方法、建立完善的流程和机制，确保交易信息透明、公开，避免交易流程中信息不对等、不公平的情况发生。
问题三：数据处理不科学电力交易平台的数据管理和处理对于市场研究和交易决策具有至关重要的意义。
目前电力交易平台的数据处理尚未完全科学化和规范化。
对策是加强对交易数据的管理和分析，建立数据自动化处理系统，优化数据的存储和分析方式，尽可能减少人为因素的干扰，以提高交易的成果和效率。
问题四：市场主体不完善电力交易的市场主体并不完善，市场结构较为单一，仅有少数电力公司能够参与其中。
这不仅限制了市场的活力，也使市场不够公平，甚至存在操纵市场的风险。
应该通过扩展市场主体、增加交易方式等方式，促进市场的多元化和竞争性，实现开放公平的市场竞争。
问题五：配套设施不完善电力交易实践中存在的问题还包括电力配套设施不完善的问题。
对于交流设施和常规配套设施的建设和更新，需要加大建设投入和管理力度，同时制定合理的政策和法规，保证电力配套设施的建设和运营具有稳定性和安全性，为电力交易实践提供有力的支持。
综上所述，针对电力交易实践中存在的问题，应该从市场改革、流程透明、科学数据处理、市场主体多元、配套设施完善等方面提出相应的对策，共同推动电力交易实践的发展和进步。
中国二十五省电力告急 华中电网将跨区跨省送电
中国二十五省电力告急华中电网将跨区跨省送电
佚名
【期刊名称】《中国科技财富》
【年(卷),期】2005(000)008
【摘要】进入迎峰度夏时段，中国已经出现25个省区（市）拉闸限电现象，为此，华中电网今年将向电力供应短缺严重的省区（市）送电133．51亿千瓦时。
据了解，覆盖中国六省（市）的华中电网今年一至六月，已经实现跨区跨省（市）交易电量67．57亿千瓦时，同比增长近百分之七十。
按照计划，今年华中电网统调机组预计投产1309．3万千瓦（不含三峡，下同），到年底华中电网统调装机容量
预计达到8819万千瓦。
除跨区（送华东）跨省年度送电133．51亿千瓦时外，
还将根据实际情况，进行跨区和省间电力电量的临时交易，预计全年的交易电量将超过一160亿千瓦时。
【总页数】1页(P13)
【正文语种】中文
【中图分类】F426.61
【相关文献】
1.冬季大负荷方式下华中电网跨区跨省潮流分析 [J], 奚江惠;胡济洲
2.华中电网2005年跨区跨省电能交易情况及2006年交易预测 [J], 无
3.国家电网公司2014年新能源跨区跨省送电预计125亿kWh [J],
4.全国首个跨区跨省月度电力交易规则《南方区域跨区跨省月度电力交易规则(试行)》正式印发 [J], 本刊讯
5.全国首个跨区跨省月度电力交易规则《南方区域跨区跨省月度电力交易规则（试行）》正式印发 [J],
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我国跨省跨区电力交易现状、问题及建议
我国跨省跨区电力交易现状、问题及建议
赵晓东
【期刊名称】《中国能源》
【年(卷),期】2022(44)4
【摘要】我国电力资源与消费总体呈东、西错位分布,“西电东送”是我国的重要战略。
随着我国电力市场建设的加快推进,特别是在构建全国统一电力市场的目标下,研究完善我国跨省跨区电力交易模式具有重要意义。
本文结合国内跨省跨区交易的实践,重点分析了我国跨区电力交易存在的主要问题,并展开原因分析,提出进一步强化省级市场建设、有序探索金融性合约在跨区交易中的应用,研究区域辅助服务和中长期容量市场建设。
【总页数】9页(P73-80)
【作者】赵晓东
【作者单位】中国宏观经济研究院能源研究所
【正文语种】中文
【中图分类】F426
【相关文献】
1.我国跨区跨省电力交易引起的安全风险分析
2.广州电力交易中心:
大力推动跨区跨省电力市场建设3.我国跨省跨区电力交易的资源优化配置机理及效益分析4.全国首个跨区跨省月度电力交易规则《南方区域跨区跨省月度电力交易规则(试行)》正式印发5.全国首个跨区跨省月度电力交易规则《南方区域跨区跨省月度电力交易规则（试行）》正式印发
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国家电力监管委员会关于同意华中区域跨省(区)电能交易制度化、规范化运行的函
国家电力监管委员会关于同意华中区域跨省(区)电能交易制度化、规范化运行的函
文章属性
•【制定机关】国家电力监管委员会(已撤销)
•【公布日期】2010.06.02
•【文号】办市场函[2010]209号
•【施行日期】2010.06.02
•【效力等级】部门规范性文件
•【时效性】现行有效
•【主题分类】电力及电力工业
正文
国家电力监管委员会关于同意华中区域跨省（区）电能交易
制度化、规范化运行的函
（办市场函〔2010〕209号）
华中电监局：
你局《关于批准华中区域跨省（区）电能交易办法的请示》（华中电监市场﹝2010﹞97号）收悉，经研究，同意华中区域跨省（区）电能交易制度化、规范化运行。
请你们按照电力市场建设的政策规定，组织电力企业依据规则认真实施，加强市场监管和信息披露，逐步创造条件，不断扩大交易规模，发挥市场机制在电能资源配置中的基础作用。
工作中的重大问题，请及时报告。
二○一○年六月二日。
电力交易实践当中存在的问题及对策分析
电力交易实践当中存在的问题及对策分析电力交易是指在电力市场中通过交易行为完成电力服务的供需调节以及价格形成的过程。
随着电力市场改革的深入推进，电力交易在国内得到了快速发展，但也面临着一些问题，本文将从以下几个方面对电力交易实践当中的问题及对策进行分析。
一、电力交易方式的单一性目前，国内电力市场主要的交易方式是基于集中竞价交易的方式。
虽然这种交易方式在靠谱性、透明度和参与度方面有一些优势，但是在实践过程中也存在一些问题。
比如，因为电力市场规模较大，参与交易的机构也分布于不同地区，很多地方的参与度仍然不高。
解决这种问题的方法是通过建立分散的交易市场，在不同地方分别进行交易。
同时，也可以鼓励参与市场的机构多样性，包括私营企业、国有企业、集团等，从而提高整个市场的韧性和稳定性。
二、交易价格的波动性电力价格在市场中是会受到供需影响而波动的，价格波动对市场参与者的经营产生影响，特别是对新能源等清洁能源产生的不可预知性的影响。
因为新能源产生的电力为间歇性，因此在缺乏调峰的情况下，不仅可能导致电力交易中价格的波动，还可能对市场产生连锁反应。
解决这种问题的方法是通过建立快速响应交易机制，调整产生的电力和消费的电力之间的平衡，从而平缓市场波动并保证市场的安全稳定。
三、市场监管机制的不完善作为市场交易的核心，监管机制的完善性和透明度是市场交易的基础。
目前，电力交易市场中监管机制还不够完善，尤其在网络恶意破坏和市场违规行为方面，监管乏力给市场交易带来许多不稳定因素。
解决这种问题的方法是通过组建专业的监管机构，建立多种手段的监管，包括制定严格的法规、规章和制度、采用监管技术和工具等。
总之，电力交易的相关问题是一个大而繁复的体系，需要间接综合考虑，认真分析原因，有瑕疵则改进。
将来，随着电力政策和市场的进一步发展，也必然会对电力交易方式以及监管产生影响，需要及时调整和完善。
跨省跨区交易促水电大范围消纳
跨省跨区交易促水电大范围消纳6 月12 日，国家能源局发布《华中华东区域节能减排发电调度专项监管报告》。
报告认为，2014 年9-11 月，华中和华东两大区域基本能够按照节能减排政策要求，通过发挥互联电网作用，积极采取措施，实现水电等清洁能源较好利用，减少了煤炭消耗，促进了电力行业节能减排。
报告显示，截至2014 年9 月底，华中和华东区域发电装机容量分别为26901 万千瓦和23986 万千瓦，分别约占全国装机总量的21%和19%。
2014 年1-9 月，华中和华东区域最大负荷分别为15052 万千瓦和21296.7 万千瓦。
据了解，华中电网是全国电力联网枢纽，分别与华东、华北、西北、南方电网相联，其中与华东电网联系最为紧密，目前双方最大送受电能力达到3180 万千瓦。
华中区域水电装机比重大，丰枯季节性矛盾突出，丰水期大量富余水电需要跨区送出。
华东电网是全国用电量最大的区域电网，火电装机比重大，用电负荷峰谷差较大。
通过监管发现，水电通过跨省跨区交易得到大范围消纳利用。
国家能源局相关负责人表示。
据了解，近几年来，四川水电快速发展，但四川用电负荷增长有限，弃水压力逐年加大，迫切需要更大范围消纳利用水电。
2014 年1-9 月，华中区域通过跨省交易消纳四川水电116.6 亿千瓦时，同比增加2.6%。
华东区域上海、江苏、浙江等省通过跨区交易消纳华中区域水电明显增加，2014 年1-9 月分别受入电量294.3、307.0 和269.4 亿千瓦时，同比增加20.8%、40.0%和276.8%。
上海、浙江电网受进电量占当地统调用电量的比例均超过30%。
除了水电之外，风、光、核等其它清洁能源也得到有了效利用。
报告显。
华中电网需求呈放缓态势
华中电网需求呈放缓态势自6 月25 日以来，华中区域湖北、河南、重庆和四川等地区先后迎来大到暴雨，华中电网用电负荷处在高点之前的蓄势期。
当前华中电网正值水电大发，面临较大的水电消纳和电网调峰压力。
国家电网公司华中分部优化资源配置，加强水情监测，做好今年汛期的水电消纳和电网调峰工作。
5 月份以来，华中区域多次迎来大范围强降水过程，重点流域及三峡水库来水猛增，较去年同期偏丰9 成，水电发电量大幅增加。
4 月底至5 月中旬，重庆彭水电站水电大发。
4 月30 日，重庆彭水上游突降大雨，一天之内水位从290.22 米上涨到292.8 米，水库即将弃水。
紧急情况下，华中电网公司启动今年首次水电应急交易，一方面将区外送入重庆50 万千瓦电力调配其他省份，同时迅速组织湖北、河南消纳重庆富余水电2000 万千瓦时，使得彭水电厂水位得到有效控制，入库流量逐步减退。
四川电网也在5 月提前水电大发，由于正值二滩水电站及瀑布沟水电站外送线路进行抗冰改造，华中分部和四川省电力公司跟踪天气水情变化和电网负荷预测，及时优化四川水电送出线路检修情况下的电网运行方式，提前组织四川水电外送消落水位，5 月份共外送四川富余水电5.8567 亿千瓦时，其中送华东1.584 亿千瓦时，送河南、湖北4.2727 亿千瓦时。
为确保充分消纳华中水电资源，执行国家节能减排政策，国家电网公司根据三华、西北电网电力供需实际，于5 月26 日开始通过复奉特高压直流送电华东，6 月5 日开始通过德宝直流送电西北。
为进一步消减四川水库水位，6 月14 日，国家电网公司增加四川富余水电送华东30 万千瓦。
目前，四川水电日最大送出电力635 万千瓦，实现了华中电网与华北、华东、西北电网的水火互。
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华中区域跨省（区）电能交易现状问题及建议华中电监局何兆成银车来董小寒华中电网东连华东、南接南方、西通西北、北达华北电网，既是全国电力资源的集散地，又是全国互联电网的枢纽。
目前，华中电网通过一回交流1000kV特高压与华北联网，通过容量分别为300万千瓦±500kV德宝直流、75万千瓦的±500kV灵宝直流单元II和36万千瓦的±220kV灵宝直流单元I与西北电网联网，通过一回容量为640万千瓦的±800kV复奉直流、一回容量为120万千瓦和两回容量分别为300万千瓦的±500kV直流与华东联网，通过一回容量为300万千瓦的±500kV江城直流与南方电网联网。
网内河南、湖北、湖南、江西、四川及重庆六省（市）间均通过3-4回500kV交流线路相联。
此外，配合三峡地下电站建设的容量为300万千瓦的±500kV与华东联网的林枫直流也将在2011年夏季投运。
作为全国联网的中心，华中区域跨区跨省电能交易历史时间长，交易量大。
2000年以前，华中电网跨地区电能交易仅有计划送电方式，2001年出现第一笔跨区长期交易和第一笔跨省交易，到目前已发展到长期、短期、实时交易、丰枯互济、峰谷互换等多种方式并存的跨地区电能交易。
2001-2010年，华中区域跨省跨区交易电量累计完成1895.32亿千瓦时（含川电东送）。
其中，跨省交易电量累计完成650.79亿千瓦时，跨区交易电量累计完成1244.53亿千瓦时。
表1跨区跨省电能交易完成情况（单位：亿千瓦时、%）2001年2002年2003年2004年2005年2006年2007年2008年2009年2010年跨省交易0.513.6332.6622.5280.2129.0108.0117.298.448.68同比增长-2626.00139.62-31.05256.1360.85-16.288.52-16.04-50.53跨区交易26.5544.4555.6655.17127.1123.0169.076.0180.5387.1同比增长-67.4225.22-0.88130.38-3.2337.40-55.03137.50114.46十年来，在确保电网安全稳定运行和各省市有序供电同时，网、省市电力公司通过采取水火互剂、丰枯互济、峰谷置换、利用各水库流域来水差异性等多种手段大力开展省间的余缺互补，跨地区交易由少向多、由单一种类向多种成分、由统一计划到市场交易方式发展，有效利用了发电和输变电设备潜力，较好发挥了区域电网资源优化配置的作用，满足了华中区域经济社会发展的用电需求。
但是，当前由于体制和机制上的原因，华中区域跨省（区）电能交易仍然面临一些困难，也存在不少问题，需要予以研究和规范。
特别是自2010年下半年以来，由于用电负荷快速增长、煤炭供应不足及来水偏枯，华中电网电力供需形势紧张，拉限电自2010年11月一直持续到现在，电力供应由季节性、局部性短缺转为全年性、全区域短缺。
严峻的形势迫切需要进一步加大跨省（区）电能交易优化配置电力资源的力度。
一、华中区域跨省（区）电能交易的现状目前，华中区域跨省（区）电能交易有四类：（一）国家指定电量电价的三峡及葛洲坝长期电能交易2010年三峡电站通过国家电网向南方、华东、华中输送电量共834.26亿千瓦时，其中南方136.96亿千瓦时、华东306.51亿千瓦时、华中390.79千瓦时。
2010年葛洲坝电站累计上网电量159.31亿千瓦时，其中，送湖北107.23亿千瓦时，送华中区域其它各省市52.08亿千瓦时。
（二）电网企业组织的跨省（区）电能交易2010年华中区域由国家电网公司组织的跨区交易电量为387.1亿千瓦时。
具体为：特高压交流输电107.23亿千瓦时；灵宝直流输电64.54亿千瓦时；德宝直流输电73.99亿千瓦时；华中送华东108.69亿千瓦时；各类跨区短期交易32.65亿千瓦时。
2010年华中电网公司组织的跨省交易电量48.7亿千瓦时。
（三）市场形成的跨省（区）电能交易自2009年以来，华中区域建立了水电应急交易长效机制和发电企业直接参与跨省（区）交易机制，为充分利用区域水电、规范交易行为、促进省间交易创造了条件。
2009年华中区域六省（市）共消纳富余水电25.6亿千瓦时，2010年消纳富余水电8.5亿千瓦时。
汛期四川水电得到了有效利用，整个汛期四川水电外送通道基本上是满功率运行。
2010年华中区域交易平台共启动挂牌、撮合交易3次，成交电量30.02亿千瓦时。
2011年3月底，区域平台启动撮合交易1次，成交电力50万千瓦、电量3.6亿千瓦时。
（四）历史及地理区位原因形成的电能交易西北甘肃电网与四川电网有一条220kV线路联网，甘肃电力公司通过向发电企业组织外送电全年向四川电网送电，2010年合计送电2.86亿千瓦时。
重庆有三家地方独立电网。
一是重庆三峡水利电力（集团）股份有限公司，自有发电装机容量15万千瓦，其电网分两片运行，一片通过一回220kV和一回110kV联网线路与湖北恩施电网联网运行，一片通过一回110kV联网线路与重庆电网联网运行。
二是乌江电力公司，自有发电装机34.13万千瓦，其从贵州、湖北购电，供电市场主要分布在重庆和湖南。
三是重庆涪陵聚龙电力公司，自有发电装机22.5万千瓦，主要电源来源于贵州，供电市场在重庆。
由于用电需求的增长，目前重庆地方电网面临电力供应缺口的问题。
湖北恩施土家族苗族自治州位于鄂西南，与重庆、湖南两省（市）接壤，为湖北省的老少边穷地区，水电是当地发展绿色经济的支柱产业之一。
恩施电网虽属湖北省电力公司代管，但为自主独立经营的地方电网，丰水期恩施电网电力有富余，向湖北电网售电，枯水期需从湖北电网购电。
湖北省电力公司按照国家批复的趸售电价向恩施电网售电。
此外，由于历史及地理区位的原因，恩施州电力公司多年来一直也在向周边重庆、湖南的地区电网售电。
由于恩施电网以水电为主，受水情等因素影响较大。
为保障售其周边省外市场的持续稳定性，恩施电网需要通过湖北省电力公司组织电能资源作为补充。
近几年，湖北省电力公司按照跨省（区）外售电的性质，组织发电企业参与售恩施电网交易。
2009年、2010年湖北省电力公司分别采购送恩施电量（不含趸售电量）4.36亿千瓦时和3.70亿千瓦时，价格分别为349.55元/千千瓦时、350元/千千瓦时，均低于湖北火电平均购电价。
二、华中区域跨省（区）交易存在的主要问题（一）华中区域供电形势由季节性、局部性缺电转变为全年、全区域性缺电去冬今春以来华中区域电力需求旺盛，用电始终保持快速增长势头。
2011年一季度，华中区域全社会用电量同比增长12.8%，超过“十一五”平均增长水平，且呈现逐月扩大增长态势。
其中河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆分别增长5.8%、12.7%、12.8%、24.0%、14.4%、16.5%，江西省增幅最大。
自2010年11月开始，由于缺煤少水、用电快速增长，华中区域电力供需形势持续紧张，拉限电范围及持续时间都超过历年。
特别是，近几年来华中区域电力供应紧张一般都出现在冬季1、12月份和夏季7、8月份，而今年一直持续到现在。
2011年1-4月华中全网拉闸限电及让峰电量累计为25.14亿千瓦时，六省（市）均出现过拉限电情况。
由于煤炭价格快速上涨，而电价没有作相应调整，华中区域火电企业大面积亏损，发电企业购煤、储煤积极性也不高，缺煤停机容量不断增加，且缺煤停机已常态化。
至5月8日，全网缺煤停机容量491万千瓦，日限电电量突破1亿千瓦时。
根据电力电量平衡预测分析，预计2011年迎峰度夏期间华中区域电力供需整体形势紧张，最大电力缺口822万千瓦，6-9月电量缺口总共达到47.5亿千瓦时。
各省市都存在电力缺口，四川电网在执行水电外送交易计划（660万千瓦）情况下，预计有77.6万千瓦的电力缺口。
（二）三峡分电计划不符合能源资源的优化配置2010年三峡电站累计发电834.26亿千瓦时，其中华中只消纳390.79千瓦时，外送却达443.47亿千瓦时。
在今年的“两会”期间，不少人大代表、政协委员已经对三峡电量分配提出质疑和意见。
当前三峡电力电量在华中、华东以及广东电网的分配采用原国家计委2001年发布的[2668]号文确定的方案进行，该分配方案以2000年电力市场需求为基础。
当时电力市场低迷，对未来预测结果普遍偏低，认为华中区域消纳三峡电力存在着一定的困难。
根据2000年所作的预测，湖北、河南、湖南、江西四省2010年全社会用电需求为2953亿千瓦时，统调最大负荷为4515万千瓦。
而2010年这四省实际全社会用电量5556亿千瓦时，统调最大负荷8650万千瓦。
如果加上后来参与分电的重庆市，则五省（市）实际全社会用电量6181亿千瓦时，统调最大负荷9661万千瓦。
随着用电需求的不断增长，华中区域消纳三峡电力的能力得到增强，对三峡电力的需求也进一步加大。
但三峡电力分配方案一直没有改变，这种状况并不符合能源资源的优化配置。
华中区域水电资源丰富，统调水电装机容量超过4400万千瓦（不含三峡），占统调装机容量的32%。
其中，湖南、四川统调水电装机容量分别占统调总装机容量的38%、65%。
由于径流式水电站多，水库库容大、调节性能好的水电站少，冬季枯水期水电受阻容量近1000万千瓦，枯水期来水量少也使水电可发电量大幅度下降。
近几年，缺煤少水使华中呈现冬季电力供应短缺比夏季更为严重的特点，并使华中区域多次成为全国用电最紧张的地区。
华中区域一方面依赖外部煤炭输入满足发电用煤需求，另一方面输出优质的水电资源，既增加了能源资源流动损耗，也加大了华中区域能源缺口。
（三）随着跨区输电通道能力的增强，华中区域跨区交易迅速扩大，而省间交易大幅度萎缩自2009年以来，华中跨区交易迅速扩大，而省间交易大幅度萎缩。
2010年，华中累计实现跨区跨省交易电量435.78亿千瓦时，同比增加157.01亿千瓦时，增长56.3%。
其中，跨区交易电量387.1亿千瓦时，占交易电量的88.8%，同比增加177.5亿千瓦时，增长114.46%；跨省交易电量48.7亿千瓦时，占交易电量的11.2%，同比减少50.6亿千瓦时，下降51%。
2011年这种现象继续得以加强，2011年，华中电网跨区跨省交易计划电量382亿千瓦时，全部为跨区交易，跨省交易没有年度长期计划。
近几年，跨区输电通道能力的增强，使四川丰富的水电资源得以充分利用，也使区外的火电缓解了华中冬季用电紧张局面。
但是，跨区交易的扩大也一定程度上影响了省间交易，部分原本在省间配置的资源，通过跨区通道直接配置到区域外。
如由于四川省外送通道的加强，2010年部分水电直接配置到西北、华东电网，华中省间水电应急交易电量相应减少17.1亿千瓦时。