导读：3月1日上午，北京电力交易中心和广州电力交易中心在北京和广州同时挂牌，标志着区域电力市场正式建立，电力市场化又前进了一大步。但是对于新能源电来说，区域电力市场是解药还是毒药？我们觉得，不好说！未来新能源消纳问题需要电源、负荷、电网三管齐下才能解决。
3月1日上午，经过数月筹备的北京电力交易中心和广州电力交易中心在北京和广州同时挂牌，标志着区域电力市场正式建立。两大交易中心将组织开展跨区跨省电能交易、电力直接交易等交易服务。
北京电力交易中心由国网独资设立，广州电力交易中心由南方电网占比三分之二。
据了解，北京电力交易中心成立后，业务层面上将与电网企业其他业务分开，财务层面上独立核算、自负盈亏，运营层面上按照政府批准的章程和市场规则提供交易服务。
银东直流交易新能源占两成
北京电力交易中心主要开展中长期、年度、月度等交易，银东直流跨区电力用户直接交易成为中心正式挂牌后的首个市场化跨区跨省交易业务。未来交易中心将结合有序放开的发用电计划，根据发用电方的需求，组织开展有关交易。
据北京电力交易中心信息显示，银东直流跨区直接交易由北京电力交易中心组织山东省内的30家电力用户和824家西北发电企业开展交易，达成交易电量90亿千瓦时。
银东±660千伏直流输电工程（西起宁夏宁武坑口电站，东至山东胶州）是“西电东送”工程的主线路，线路全长1335公里，投资总额约104亿。据媒体报道，2015年银东直流全年输送电量达295.75亿度，同比增长4.9%。
本次作为售电方参与交易的发电企业包括3 个配套电源企业以及陕西、甘肃、青海、宁夏地区70家火电企业、272家风电和482家太阳能发电企业。
本次交易采用双边协商、集中竞价两种方式，其中集中竞价阶段火电、新能源企业与山东用电企业开展交易，达成交易电量50亿千瓦时。双边协商交易阶段，银东直流3个配套电源企业与购电方开展交易，达成交易电量40亿千瓦时。交易结果将在2016年3月至12月之间执行。
西北发电企业考虑输配电价、网损、工业企业结构调整专项资金后，参与集中交易并以边际电价法出清的确定交易电价。
最终，售电方共申报电价1500亿千瓦时，最终成交90亿千瓦时，成交比率为6%，按照概率来讲银东发电企业交易成交率远超过2016年A股打新中签率(0.05%)。购电方共申报145亿千瓦时，最终成交90亿千瓦时，成交比率为62%。据某电网工作人员介绍，此次成交的90亿千瓦时可谓体量惊人，仅此一回银东直流就大致相当于南方西电东送交易一个月的量。
不过，由于交易中心未分开披露3个配套电源企业与其他发电企业的申报电量比例，因此无法直接测算非配套企业的交易成交率，但按总量估计非配套企业交易成交率将远低于银东直流配套电源企业。
为保障跨区跨省电网安全运行和交易顺利成交，交易公告中规定本次交易规定西北各省新能源成交比例不超过40%，即总成交电量不超过36亿千瓦时。新能源发电企业成交电量上限参照西北区域同类发电机组平均利用小时的30%确定，风电为361小时，光伏为315小时。据风电内部从业者介绍，这意味着即使某风电场报0价，最多也只能卖361小时的满发电量。
此次交易最终新能源成交18亿千瓦时，占成交电量的20%。成功中标的西北地区发电企业利用小时数预计可提高100小时以上。
通过此次交易，山东电力用户购降低购电成本5.4亿元。
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