调整省间输电价格机制，减少交易壁垒（上）

据电力家了解到，

01 引言[1]

在大规模风电和光伏并网的时代，如何进一步促进可再生能源消纳、解锁统一电力市场所带来的价值成为全球性的挑战。扩大电力系统平衡区，在地理范围上超越行政划分的边界，是实践证明的有效策略，这种做法有助于减少弃风弃光、降低系统成本和提高可靠性。从建立南方区域统一电力市场，到开展国家电网省间现货市场的试运行，中国政府部门在推动建设全国统一电力市场方面已经做出了巨大的努力。

国家能源局于2024年5月28日发布《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》（国能发电力〔2024〕44号）（以下简称《通知》），针对省间输电提出了一项新的重要改革要求，即“在受端省份电价较低时段，通过采购受端省份新能源电量完成送电计划”。这项要求是多年来对省间互济模式的一次重大突破，虽然仅通过这项举措无法实现真正统一的跨省平衡区和现货市场，但能够进一步释放“全国统一电力市场”的优势。

这项政策的落地可能会涉及到多个相关方的利益调整。比如，现行的单一电量输电电价机制可能会成为新政策的限制因素。输配电价机制，特别是跨省跨区输电资产成本补偿机制应该与新政协同发展，避免电网公司因担心损失收入而继续以物理方式执行省间交易计划[2]。

本文从跨省跨区问题出发，参考国际经验和教训，提出了一些调整跨省输电补偿机制的设计理念，以促使电网公司的激励措施能够更好配套支持统一市场建设，促进系统的高效运行。

02 指导原则：理想中的区域统一电力系统

在深入探讨调整电网公司补偿机制的挑战和方法，以支持国家能源局提出的改革措施之前，需要先确定一些基本原则，目标是充分发挥更大范围的电力系统平衡区优势。之后，各地区可以根据面临的政策环境和实际情况，提出适当的解决方案。

为了使区域统一电力系统实现效益最大化，理想情况下，这个区域应该具有以下特征：

●统一运营：整个区域应由一个调度中心（或几个能紧密协调运营的调度机构）统一运营调度，打破行政边界（如中国省区间、美国州间或欧洲成员国之间的边界）。在广阔的区域内实施统一的基本市场规则，以区域经济调度为原则，并保障所有资源公平参与竞争。

●经济调度原则：系统运行应基于经济调度原则，输电线路的沉没成本不应该影响系统调度。即，基于安全约束经济调度（Security Constrained Economic Dispatch-SCED）原则实现区域调度：无论资源位于何处，在输电容量不受限的前提下，都应优先调度边际成本最低的资源，输电固定成本回收不应影响调度决策。

●统一视角：区域电网应该被视为一个相互连接的整体，不应按照行政划分的界限区分区域电网的各个组成部分，也不应引入不符合实际功能定位的类别（例如，在区域电网内不能依据“跨省”、“跨州”或“跨成员国”判定输电资产）。

●公平分配：实施统一的区域规则，将区域输电成本最终分配给区域内的终端用户，终端用户应在不受行政边界限制的前提下获得公平对待。

尽管由于各地的历史和政治条件，目前还没有一个大国能够完全达到这些理想状况，但许多国家都在朝这个方向努力，并从中积累了许多有用的成功经验和失败教训。回顾这些指导原则能提纲挈领，帮助我们在当前复杂的情况中找到合理的解决方案。

03 中国现状：跨省跨区输电价格问题

目前，跨省跨区交易大部分电量是在“优先发电优先购电计划”的指导下，以中长期交易的形式进行。在完成年度、月度、月内优先发电计划之后的余量再进入跨省跨区电力市场进行交易。电网运行时供需情况的变化，可再生能源、天气以及其他电网因素的多变和不确定因素的出现，会使得送受两端现货市场的价格变化更为剧烈。例如，当受端省份分布式光伏大发，而需求较为低迷的时刻，会出现低电价，如果继续按照中长期优先计划合约送电会导致受端可再生能源弃电，加剧送受端价格倒挂和系统维持平衡的压力。最近一项关于电力市场的研究通过建模模拟估算出如若严格按照物理合约进行调度，冬季东北向华北电网输电可能产生最高达40%的弃电率，同时也会加剧送端省的电力短缺[3]。以物理方式执行跨省跨区中长期优先计划合约，按照签订合同时约定的量、价和曲线单方向送电的做法缺乏灵活性，不利于未来新型电力系统的稳定发展。

新形势下，更有必要根据电网实时情况，如通过现货市场，基于申报价格，决定系统物理运行，而不是以省间中长期交易结果为主要依据。中长期优先计划合约可以逐步向市场化金融合约的方向转变，为电力系统提供更多的灵活性[4]。新规则“允许送电方在受端省份电价较低时段，通过采购受端省份新能源电量完成送电计划”，就是在技术可行的条件下，更多地调度了受端省份的新能源发电机组。然而，要通过跨省跨区现货交易在更大的地理范围实现平衡供需，以市场化方式促进可再生能源消纳和保持电力系统可靠性，还有两个问题需要解决。

问题一：跨省跨区交易受输电固定成本回收影响，可能导致系统运行偏离最优的区域经济调度。

目前，跨省跨区输电主要包括区域电网以及跨省跨区专项工程两种输电方式，跨省跨区专项工程输电价格是输电价格的主要组成部分[5]。根据定价规则，跨省跨区输电专项工程采用一部制电量电价，以固定的度电价格回收所有的固定和运行成本，与峰谷时段、电网阻塞等情况均无关。

在受端购电价格中[6]，在考虑包括送出省输电价格、区域电网电量电价以及跨省跨区专项工程在内的所有输电价格之后，落地电价很可能会高于受电方的省内实时购电上网电价。这可能导致在跨省跨区现货市场中，即使电网有可用容量、两省之间存在正向购电价差，具有经济性的跨省交易也难以成交。

理论上，输电成本为沉没成本，不应该扭曲经济调度结果。根据区域经济调度的原则，在没有电网阻塞的时段，电力调度机构应该最先调度区域内边际成本最低的资源（包含输电线损），而不考虑输电电价。在理想情况下，跨省跨区输电投资成本应该按照事先确定的原则分摊到区域内的终端用户。因此，在现货市场交易中，这部分成本已经成为沉没成本，不参与现货市场出清或经济调度算法。但是，现有的固定电量电价可能导致系统运行偏离最优的区域经济调度。

问题二：电网公司的跨省跨区输电收入监管机制并未和统一区域经济调度相契合。

在上述中长期优先计划和跨省跨区输电定价的机制下，电网公司有动力维持跨省跨区输电量以保障跨省跨区专项输电成本的回收。国家主管部门于2017年开始在全国范围内建立以“准许成本加合理收益”为核心的输电定价制度，希望对电网公司的投资和运营形成一定的激励和约束。

在现行的跨省跨区专项工程定价规则中，制定了超出设计利用小时的收益分享以及五年定期校核定价的规定[7]，在一定程度上稳定了电网跨省跨区专项工程的收入。由于监管期内输电价格为固定电量电价，总收入上限主要取决于跨省跨区输电专项工程的设计利用小时数[8]。

然而，《通知》允许送电省份通过跨省跨区现货市场采购受端省份新能源电量完成送电计划，与电网公司在跨省跨区交易中维持中长期计划合约输电量、以固定电量电价回收输电成本的动力发生冲突。尤其在送受两端可再生能源渗透率增加和需求波动时，按照经济调度会导致输电小时数变化。而现有定价机制并没有明确提出在五年监管期内由于区域现货市场优化而产生的、当实际输电小时严重偏离设计运行小时数而导致成本回收不符合预期的调整措施。电网公司获得稳定收入的动机与区域经济调度没有完全吻合。

虽然相比中长期交易来说，通过跨省跨区现货市场优化资源配置从长期来看并不一定会显著减少跨省跨区输电量。但是，区域经济调度会使得跨省跨区实际输电量根据每日、每小时的实际情况发生变化，增加了跨省跨区输电量的不确定性，从而增加电网通过固定电量电价获得收入的风险。因此，在现行的输电价格监管机制下，无论实际发电成本和电网情况如何变化，至少在五年监管期内，电网公司可能依然有动力维持跨省跨区输电现状，以达到甚至超出设计利用小时数，从而确保收益并完成对通道利用率的考核[9]。