现实中，长期以来跨省跨区电能交易主要以计划为主，国家或地方政府确定交易电价以及交易电量。其中，国家指令性分配电量或审批和核准的交易，包括了东北所有的跨区跨省交易、川电东送、三峡外送、皖电东送等。而地方政府主导的交易主要是南方区域的西电东送。
“跨省跨区在送端的上网电价实行政府定价，也缺乏价格调节机制，这不利于反映真正的供求关系，影响了送、受电双方的积极性。同时，制定刚性的外送电量，也不利于资源的优化配置，造成了大量的电能浪费。”林伯强分析。
据了解，国家电网会在每年年初向省级公司下达年度跨区电能交易指导计划，要求纳入各省市电力电量平衡安排，并且各省电网企业签订了具有法律约束力的购售电合同，这种指导性计划实质上变成了“刚性计划”，也造成了不可忽视的问题。
国家能源局在2014年7月公布的《电力交易秩序驻点华中监管报告》(下简称《报告》)中曾提到一个案例：2013 年1-4 月，华中区域电力供大于求，但国家电网仍然按照此前的年度计划，将山西、河南灵宝的电向华中送电85.9亿千瓦时。
而在交易价格上，也存在争议，能源局在上述报告中亦指出，跨省跨区送点部分交易行为不规范，价格未能反映市场主体意愿。例如，西北送华中跨区交易中，部分交易的电量、电价高出申报意愿，购电方的价格意愿没有得到充分尊重。
“本次发改委明确跨省跨区在电价和电量上实行市场化，由送点方和受电方协商，那么在具体的量和价格上也会更加的灵活，也有利于资源合理配置。”林伯强预计，随着市场化的进一步深入，有助于激活跨省跨区电能交易双方的积极性，交易规模也有望继续增长。
利好远距离输电促电价下调
值得关注的是，在明确了送受电价市场化外，发改委和能源局将组织对跨省跨区送电专项输电工程进行成本监审，并根据成本监审结果重新核定输电价格(含线损)。输电价格调整后，同样按照“利益共享、风险共担”的原则将调整幅度在送电方、受电方之间按照1:1比例分摊。
