【纵横】新时期我国区域电网输电定价机制优化方向探讨

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2023年7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议通过的《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》指出，要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，用以推动能源低碳转型，促进新能源资源在更大范围内优化配置，加快实现“双碳”目标。考虑到中国能源资源禀赋和负荷需求呈逆向分布的实际，只有加强跨省跨区输电通道建设，积极开展跨省跨区电力交易才能更为有效地促进可再生能源消纳，实现能源资源在全国范围内的优化配置。为此，国家能源局基于我国当前全国统一电力市场体系建设实际情况和需要，于2024年5月印发《电力市场运行基本规则》，用以加快构建适应高比例新能源接入、传统电源提供可靠电力支撑以及新型经营主体发展的电力市场体系构架。

在此背景下，区域电网作为跨省区送电的重要支撑，其输电定价机制能否实现与我国新型电力系统建设的协同，在促进电力“保供稳价”的基础上，进一步将我国能源资源在更大范围内优化配置成为目前输配电价改革的关键。然而，随着我国新型电力系统建设不断深入，对新能源消纳的需求显著提高，接纳新能源所产生的相应成本显著增加，共用输电网络为保障电力系统安全可靠运行的作用愈发凸显；随着我国电力市场建设不断深入，电力现货市场和容量市场也将进一步建立和完善，区域电网的输电容量资源对于送受端省份的能源市场经济效益的贡献则进一步凸显，我国现行的区域电网输电定价机制也应随电力市场机制的推进不断完善而进一步优化。

为此，本文调研国外典型电力市场化国家的区域共用网络输电定价机制现状，梳理国外输电定价的关键因素，然后总结分析我国现阶段区域电网输电定价机制在促进新型电力系统和电力市场建设的局限性，最后提出适应我国新时期的输电价格机制优化方向。

国外典型电力市场化国家的跨州（市场）输电定价机制与其能源政策目标、电网发展情况、输电工程功能定位等密切相关，区域电网输电价格作为跨国跨州电力交易价格的重要组成部分，一直以来都是世界各国电价改革的热点问题。

例如，英国为规范输电定价并适应电力市场建设进程，于2007年建立了“接入价+输电网使用费（TNUoS）+平衡服务费（BSUoS）”的输电价格体系，其中输电网使用费主要用于向电网用户回收区域共用输电网络的投资及运维成本，在定价机制方面主要采用“点费率”法的DCLF ICRP模型定价，该模型能够准确反映发电机组和电力用户在电力系统中的位置信号，弥补电力现货市场边际电价机制在提供位置价格信号方面的不足，从而引导电网用户合理选址，提高输电网投资及运行效率。为加快能源转型进程，在促进新能源消纳的同时提高电网运行效率，英国在输电网使用费定价时引入了峰荷责任定价思路（Triad方法），按照每年11月至次年2月的三个负荷最大时点各类用户的用电负荷分摊输电费，为发电侧和用电侧提供有效的时间引导信号。

美国在跨州和跨市场交易中主要涉及共用输电网络服务（Network Integration Transmission Service，NITS）和“点对点”输电服务（Point To Point Transmission Service，PTPTS），其中共用输电网络服务（NITS）指的是电力公司为区域电力市场内部电力用户提供的输电服务，主要根据区域输电网络为电力系统提供安全性和经济性的功能，分别计算分摊至该互联输电区域各独立输电公司（TO）的输电成本，采用单一容量电价形式进行定价。以美国PJM市场为例，不同输电电压等级按照不同的方法将输电成本分摊至市场主体，其中110千伏及以下的区域网络输电成本直接分摊至市场内相关的互联区域；110千伏以上的区域网络输电成本则需根据区域电网功能进行分摊，例如用于提高系统安全的输电成本基于直流潮流的分布系数法进行成本分摊；用于提高系统经济性的输电成本基于为区域市场内部的发电厂及电力用户带来的收益进行成本分摊；对于345千伏双回和500千伏及以上的输电成本则分为两部分，其中一半的输电成本分摊方法与110千伏以上的输电成本分摊方法相同，即根据输电资产功能进行分摊，另外一半则直接基于非同时系统峰荷的邮票法进行分摊，在成本分摊机制中充分体现了区域共用输电网络在提升电网运行可靠性和能源市场效益方面的作用，如下表所示。

近年来，随着我国新型电力系统和电力市场建设不断深化，跨省跨区电网建设全面加速，跨省跨区送电的电源结构、电网形态以及交易方式发生深刻变化，现行的区域共用网络输电定价机制可能存在一定的局限性。

区域共用输电网络和专项输电工程的定义尚不明确。我国跨省跨区输电价格体系主要包括区域电网输电价格和跨省跨区专项工程输电价格。目前，华北、华东和华中等区域共用输电网络参照《区域电网输电价格定价办法》（发改价格规〔2020〕100号）的相关规定执行区域电网输电价格，跨省跨区专项工程则参照《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》（发改价格规〔2021〕1455号）的相关规定执行专项工程输电价格，但在相关文件中并未对区域共用输电网络和跨省跨区专项输电工程的定义进行明确。鉴于新时期我国跨省跨区电网发展迅速，跨省跨区电力市场建设进一步推进，包括“西电东送”跨省跨区输电工程在内的部分跨省跨区专项输电工程的功能逐渐向区域共用通道演进。因此，进一步明确区域共用输电网络和跨省跨区专项输电工程的定义，并有针对性地进行定价机制的完善和优化，对新时期进一步完善我国输电价格体系来说意义重大。

电力市场建设背景下，区域电网输电投资及运维成本的分摊和定价，应进一步考虑工程建设对区域内各省能源市场效益和电网运行可靠性效益的影响。根据《区域电网输电价格定价办法》（发改价格规〔2020〕100号）中第十条的规定，现阶段我国共用网络输电价格的价格形式主要以两部制价格为主，其中容量电费在各省级电网之间的分摊比例则通过区域电网对各省级电网提供安全性及可靠性服务的程度为基础，综合考虑跨省跨区送（受）电量、年最大负荷、省间联络线备用率以及供电可靠性等因素确定。然而，随着我国新型电力系统和电力市场建设逐渐深入，电力市场运行数据的积累和市场仿真能力进一步提高，量化计算区域输电通道的建设对区域内各省能源市场效益（例如市场总发购电成本）的影响，以及计算联网容量对区域内各省电力系统运行可靠性效益的影响成为可能。因此，结合电力市场建设进程进一步优化完善我国区域电网输电价格机制，体现区域电网建设对区域内各省能源市场效益和可靠性效益的影响，有利于进一步提高新时期我国区域电网输电成本分摊的公平性。

现行的区域电网输电定价机制缺乏有效的位置信号。随着我国能源政策的调整，电力系统电源结构和运行特性发生变化，在促进电力“保供稳价”的基础上，实现可再生能源有效消纳，是我国新型电力系统建设的重要目的，而优化区域电网输电价格形成机制，通过电价位置信号引导新能源合理选址则是提高电网投资和运行效率、保证电价水平相对平稳的重要手段。然而，我国现行的区域电网输电价格提供的位置信号，难以体现新能源电源选址行为对电网投资和运行成本的影响，在提高区域电网输电容量的投资及运行效率方面存在一定的局限性。

结合国际典型电力市场化国家的区域共用网络输电定价机制的实践经验和我国区域电网输电定价机制的现存问题，完善和改进建议如下：

建议进一步明确区域共用输电网络和跨省跨区专项输电工程的定义和范围，为优化、完善跨省跨区电力市场和新型电力系统建设背景下的输电定价机制奠定基础。建议结合我国跨省跨区电力市场和新型电力系统建设背景下跨省跨区输电工程的功能演变，考虑跨省跨区输电工程的功能差异，进一步明确区域共用输电网络和跨省跨区专项输电工程的定义，并根据相关定义明确跨省跨区输电工程的核价范围，促进新时期我国跨省跨区输电成本的公平分摊，助力跨省跨区电力市场和新型电力系统建设。

建议随着电力市场机制日益完善和数据积累不断趋于翔实，在区域电网输电定价机制中引入体现输电工程建设对区域内各省能源市场效益和电网可靠性效益影响的机制，提高成本分摊的公平性。跨省跨区电力市场和新型电力系统建设逐步深入，市场机制日趋完善以及市场运行数据不断积累详实，为进一步优化我国区域电网输电定价机制创造了良好条件，为进一步促进区域电网输电投资及运维成本的公平分摊，建议借鉴国际实践经验，在区域电网输电定价机制中引入体现输电工程建设对区域内各省能源市场效益和电网可靠性效益影响的机制，推进区域电网输电定价向科学化和精细化发展。

建议结合跨省跨区电力市场建设进程，在区域电网输电定价中适时引入合理引导源网投资的、提供位置信号的输电定价机制。根据前述对现行区域电网输电定价机制面临的问题分析可知，随着新型电力系统建设背景下新能源电源的大规模接入，电网为容纳新能源而产生的投资需求将逐步提高，考虑到新能源电源在不同节点选址接入对电网运行和投资成本的影响不同，发电投资主体以自身利益最大化为目标的选址行为可能进一步加大电网投资压力，进而影响电力“稳价”目标的实现。为此，建议结合英国等国家的实践经验，适时引入合理引导源网投资的、提供位置信号的区域电网输电定价机制，在输电价格中合理体现新能源接入电网产生的投资和运维成本，引导新能源合理选址、确定投资时序，协同提高新型电力系统背景下电网运行和投资效率，用以促进区域电网成本的公平分摊。