中國儲能網(wǎng)訊：7月18日，黨的二十屆三中全會審議通過《中共中央關于進一步全面深化改革 推進中國式現(xiàn)代化的決定》，擘畫了進一步全面深化改革戰(zhàn)略的各項舉措，為能源領域深化改革指明了方向，明確提出“建設全國統(tǒng)一電力市場，推動跨省跨區(qū)電力市場化交易，完善電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務交易有機銜接機制”。
我國清潔能源資源和電力負荷呈逆向分布，這一特點客觀地決定了利用輸電工程進行跨省跨區(qū)送電是我國電力行業(yè)發(fā)展和新型電力系統(tǒng)建設的必由之路。然而，隨著我國新型電力系統(tǒng)深化建設，全國統(tǒng)一電力市場建設不斷深入，跨省跨區(qū)送電的電源結構、電網(wǎng)形態(tài)和交易方式發(fā)生深刻變化，原有的跨省跨區(qū)送電價格形成機制將逐漸難以適應我國新時期經(jīng)濟全面綠色可持續(xù)與安全融合發(fā)展的要求。在此背景下，我國的跨省跨區(qū)電力市場化交易應如何開展，送電電價應如何形成已成為我國跨省跨區(qū)送電在新時期面臨的重要問題，也是本文探討的重點。
一、我國跨省跨區(qū)送電基本情況
從我國能源資源稟賦情況來看，全國86%以上的煤炭資源集中在山西、內蒙古、新疆、陜西等北部地區(qū)，82%以上的水能資源集中在西藏、四川、云南、青海等西部地區(qū)，東中部地區(qū)能源資源比較匱乏。從電力負荷分布情況來看，我國的用電負荷主要分布在珠三角和長三角等東部沿海地區(qū)。
為實現(xiàn)將中西部電能資源輸送至東部經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)的目標，我國積極建設并形成了由專項輸電工程和區(qū)域共用輸電網(wǎng)絡等構成的北、中、南三大“西電東送”輸電通道。其中，北通道主要承擔黃河上中游水電和陜西、山西以及內蒙古火電向華中、華北以及東北送電，主要包含內蒙、新疆、寧夏、西藏和青海等地區(qū)的資源外送通道；中通道主要承擔三峽和金沙江干支流水電送往華東地區(qū)，主要包含湖北、安徽、江西和四川等地區(qū)的送出通道；南通道承擔西南水電以及云南、貴州兩省坑口火電廠的電能送往廣東，主要包含湖北、廣西、貴州和云南等送出通道。
二、我國跨省跨區(qū)送電主要形式及電價形成機制
我國目前已形成了較為完整的跨省跨區(qū)電力交易體系，從交易結算關系分類，可分為一般的“點對網(wǎng)”送電交易，“點對多網(wǎng)”送電交易和“網(wǎng)對網(wǎng)”送電交易等：
“點對網(wǎng)”：指一個電廠按照規(guī)劃消納方案，向單一外省電網(wǎng)送電，通常由原國家計委、國家發(fā)改委文件明確電量、電價。這類交易的上網(wǎng)電價、輸電價格、輸電線損等按國家有關部門的規(guī)定執(zhí)行，目前實際中多采取基于“利益共享，風險共擔”原則的受端參考價（燃煤基準價、市場均價等）倒推模式定價。
“點對多網(wǎng)”：“點對網(wǎng)”送電的一種特殊情況，是指一個電廠按照規(guī)劃消納方案，向多個省級電網(wǎng)送電。市場化改革前，通常由原國家計委、國家發(fā)改委文件明確電量、電價及分電比例，如三峽電站、雅礱江流域梯級電站等。目前“點對多網(wǎng)”暫未在國家層面具體明確如何市場化，將會根據(jù)受端電網(wǎng)現(xiàn)貨市場建設進程統(tǒng)籌考慮。
“網(wǎng)對網(wǎng)”：指省網(wǎng)間的長期電力交易，通常是由相關省級政府協(xié)商形成或因歷史形成的、由電網(wǎng)企業(yè)代理的跨省跨區(qū)電力交易。一般以協(xié)議形式明確電量、電價及電力或分電比例，如云南、貴州送廣東年度電能交易，京津唐送山東年度交易等。
三、我國跨省跨區(qū)送電電價形成機制面臨的主要問題
我國在《關于推進電力市場建設的實施意見》等文件中明確提出“建立以中長期交易規(guī)避風險，以現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格，交易品種齊全、功能完善的多層次、統(tǒng)一的電力市場體系”，即在完善的多層次、統(tǒng)一市場結構下，通過中長期交易促進電力“保供穩(wěn)價”，通過電力現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)電能產(chǎn)品價格，為發(fā)用雙方提供有效價格信號，促進電能資源優(yōu)化配置。然而，我國在建立、健全多層次市場體系和市場機制方面還存在優(yōu)化的空間。通過梳理總結，在我國新的電力供需形勢、市場建設進程和能源政策調整條件下，我國跨省跨區(qū)送電價格形成機制面臨的主要問題如下：
（一）多層次全國統(tǒng)一電力市場及電價體系亟待健全
1、各層次市場銜接機制亟待建立健全
在健全多層次市場體系方面，我國雖在全國統(tǒng)一電力市場建設過程中，建立了跨區(qū)、區(qū)內及省內等三個層次的市場，但各層次市場在交易機制、價格形成機制等方面如何銜接，仍缺乏系統(tǒng)的理論研究和機制設計，這一問題可能導致市場主體因逐利等因素跨市場層級交易造成的資源低效配置現(xiàn)象，造成電力規(guī)劃和市場建設難以協(xié)同的問題，既不利于發(fā)揮我國電力規(guī)劃布局在促進電力保供方面的優(yōu)勢，也不利于有效發(fā)揮市場的資源優(yōu)化配置作用。
2、“點對多網(wǎng)”送電或面臨調度管轄權與市場管理權不統(tǒng)一問題
為實現(xiàn)更大范圍的資源優(yōu)化配置，我國部分大水電采用“點對多網(wǎng)”送電方式，參與多省（市、區(qū)）的電力電量平衡。在計劃模式下，“點對多網(wǎng)”送電的大水電按照“國家計劃”進行電力電量分配，實際運行由國調中心垂直一體化調度，協(xié)調所涉區(qū)域調度和省級調度，銜接良好。隨著電改的不斷深化，“點對多網(wǎng)”大水電參與市場交易將涉及多個?。ㄊ小^(qū)）電力市場，尤其是參與現(xiàn)貨市場，將面臨多層級調度和多市場交易難以銜接的問題，需在技術和制度上預先給出明確的解決方案。
此外，在當前電力供需和改革形勢下，各地紛紛出臺形式多樣的交易規(guī)則及電改方案?！包c對多網(wǎng)”大水電參與市場交易面臨著雙重壓力：一是需要妥善處理多個受端省市的各項交易規(guī)則，二是在當前電改政策的制定和落實過程中，包括地方政府在內的各方對于大水電應該如何參與市場化改革的意見各不相同。如何既促進“點對多網(wǎng)”大水電同時參與多市場競爭，又保證清潔水電資源的最大化利用，需要有完善的制度設計和政策支持。
（二）省間電力中長期市場交易及價格形成機制亟待完善
我國的跨省跨區(qū)電力中長期交易價格形成機制經(jīng)歷了從“標桿價倒推”、以“利益共享、風險共擔”為原則的雙邊協(xié)商，再到最近階段的市場化雙邊協(xié)商等方式。目前對于“點對網(wǎng)”和“網(wǎng)對網(wǎng)”等基于國家電力規(guī)劃建設的大型送電機組來說，以受電省（市）燃煤基準價扣減跨省跨區(qū)專項工程電量輸電價格為基準進行協(xié)商定價仍是跨省跨區(qū)中長期電力交易普遍采取的方式。然而，由于以下因素的影響，現(xiàn)行的跨省跨區(qū)中長期電力交易價格形成機制已逐步難以適應我國電力市場建設和新型電力系統(tǒng)建設的需要：
一是受端?。ㄊ校┑碾娔芙灰讌⒖純r格逐漸由市場形成，原有基于燃煤基準價的定價方式難以體現(xiàn)電能產(chǎn)品的市場價值。隨著我國電力市場建設工作不斷深化推進，各?。ㄊ校╇娏灰變r格逐步由市場交易形成，而價格水平將受到市場供需影響。此時，按照燃煤基準價倒推確定中長期交易價格的方式將逐步難以適應電力市場建設環(huán)境。
二是容量補償機制的建立或造成燃煤基準價格水平的調整，按照基準價格倒推定價的方式將難以滿足送電機組成本回收的需要。為了適應新型電力系統(tǒng)和電力現(xiàn)貨市場的建設，國家發(fā)改委于2023年發(fā)布了《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號），明確將現(xiàn)行煤電單一制電價調整為兩部制電價。為了適應容量補償機制建設，在合理補償燃煤機組固定成本的同時，逐步實現(xiàn)電能量市場基于短期邊際成本競價的目標，各省的燃煤基準價或將適當調整。在此背景下，仍采取按照基準價格倒推定價的方式可能難以滿足送電機組成本回收的需要。
三是輸電價格結構的進一步調整將迫使跨省跨區(qū)電力中長期交易價格形成機制進一步完善。隨著我國電力體制改革和電力市場建設的不斷深化，我國跨省跨區(qū)專項工程輸電價格經(jīng)歷了從“單一制和兩部制并行”、“單一制電量/容量”到“單一制電量電價”的過程。隨著我國省間/區(qū)域電力現(xiàn)貨市場的加速建設，如何進一步優(yōu)化跨省跨區(qū)專項工程輸電價格結構，逐步引入兩部制或單一制容量電價機制，在促進準許收入合理回收的同時，提高市場競爭效率和可再生能源消納量，成為目前跨省跨區(qū)專項工程輸電價格結構優(yōu)化的熱點，也是現(xiàn)階段電價改革的前沿問題之一。輸電價格結構的優(yōu)化也將進一步影響現(xiàn)行的、以受端市場燃煤基準價扣減電量輸電價格的中長期交易價格形成機制，在此背景下如何優(yōu)化電力中長期交易價格形成機制成為我國現(xiàn)階段電價改革和市場建設亟待解決的問題。
四、關于完善跨省跨區(qū)送電價格形成機制有關思考
（一）對于面向單一受端?。ㄊ小^(qū)）的“點對網(wǎng)”跨省跨區(qū)送電項目，建議主要參與受端省份的電力市場交易，并可參與省間電力市場交易；對于面向多個受端?。ㄊ?、區(qū)）的“點對多網(wǎng)”送電項目，建議主要參與省間電力市場交易。
（二）跨省跨區(qū)送電中長期交易價格機制，建議參考以下方式協(xié)商形成：一是固定價格機制，以雙方協(xié)商確定的價格作為執(zhí)行價格（包含送出側交易價格和落地側交易價格）；二是以雙方協(xié)商確定的價格作為基期價格，與受端?。ㄊ?、區(qū)）上一年度中長期交易年度均價等進行聯(lián)動，建立“基期價格+浮動價格”的價格形成機制。
（三）落地側參考價的確定要體現(xiàn)該交易在受端省（市、區(qū)）市場的綜合價值，包括電能產(chǎn)品自身的市場價值和附加的可靠性容量價值、綠色價值及調節(jié)性資源價值等。結合受端?。ㄊ小^(qū)）電力市場建設進程，建議選取受端?。ㄊ?、區(qū)）中長期交易年度均價，或全年市場成交均價等作為落地側參考價，并協(xié)商附加價值。在市場發(fā)展具備條件時，還可以依據(jù)落地?。ㄊ?、區(qū)）電力市場分時價格并結合中長期交易曲線特征，加權平均形成落地側參考價。
