中國儲能網訊：2023年7月11日，中央全面深化改革委員會第二次會議通過的《關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的指導意見》指出，要深化電力體制改革，加快構建清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協同、靈活智能的新型電力系統，用以推動能源低碳轉型，促進新能源資源在更大范圍內優(yōu)化配置，加快實現“雙碳”目標。考慮到中國能源資源稟賦和負荷需求呈逆向分布的實際，只有加強跨省跨區(qū)輸電通道建設，積極開展跨省跨區(qū)電力交易才能更為有效地促進可再生能源消納，實現能源資源在全國范圍內的優(yōu)化配置。為此，國家能源局基于我國當前全國統一電力市場體系建設實際情況和需要，于2024年5月印發(fā)《電力市場運行基本規(guī)則》，用以加快構建適應高比例新能源接入、傳統電源提供可靠電力支撐以及新型經營主體發(fā)展的電力市場體系構架。
在此背景下，區(qū)域電網作為跨省區(qū)送電的重要支撐，其輸電定價機制能否實現與我國新型電力系統建設的協同，在促進電力“保供穩(wěn)價”的基礎上，進一步將我國能源資源在更大范圍內優(yōu)化配置成為目前輸配電價改革的關鍵。然而，隨著我國新型電力系統建設不斷深入，對新能源消納的需求顯著提高，接納新能源所產生的相應成本顯著增加，共用輸電網絡為保障電力系統安全可靠運行的作用愈發(fā)凸顯；隨著我國電力市場建設不斷深入，電力現貨市場和容量市場也將進一步建立和完善，區(qū)域電網的輸電容量資源對于送受端省份的能源市場經濟效益的貢獻則進一步凸顯，我國現行的區(qū)域電網輸電定價機制也應隨電力市場機制的推進不斷完善而進一步優(yōu)化。
為此，本文調研國外典型電力市場化國家的區(qū)域共用網絡輸電定價機制現狀，梳理國外輸電定價的關鍵因素，然后總結分析我國現階段區(qū)域電網輸電定價機制在促進新型電力系統和電力市場建設的局限性，最后提出適應我國新時期的輸電價格機制優(yōu)化方向。
區(qū)域共用輸電網絡定價的國際實踐
國外典型電力市場化國家的跨州（市場）輸電定價機制與其能源政策目標、電網發(fā)展情況、輸電工程功能定位等密切相關，區(qū)域電網輸電價格作為跨國跨州電力交易價格的重要組成部分，一直以來都是世界各國電價改革的熱點問題。
例如，英國為規(guī)范輸電定價并適應電力市場建設進程，于2007年建立了“接入價+輸電網使用費（TNUoS）+平衡服務費（BSUoS）”的輸電價格體系，其中輸電網使用費主要用于向電網用戶回收區(qū)域共用輸電網絡的投資及運維成本，在定價機制方面主要采用“點費率”法的DCLF ICRP模型定價，該模型能夠準確反映發(fā)電機組和電力用戶在電力系統中的位置信號，彌補電力現貨市場邊際電價機制在提供位置價格信號方面的不足，從而引導電網用戶合理選址，提高輸電網投資及運行效率。為加快能源轉型進程，在促進新能源消納的同時提高電網運行效率，英國在輸電網使用費定價時引入了峰荷責任定價思路（Triad方法），按照每年11月至次年2月的三個負荷最大時點各類用戶的用電負荷分攤輸電費，為發(fā)電側和用電側提供有效的時間引導信號。
美國在跨州和跨市場交易中主要涉及共用輸電網絡服務（Network Integration Transmission Service，NITS）和“點對點”輸電服務（Point To Point Transmission Service，PTPTS），其中共用輸電網絡服務（NITS）指的是電力公司為區(qū)域電力市場內部電力用戶提供的輸電服務，主要根據區(qū)域輸電網絡為電力系統提供安全性和經濟性的功能，分別計算分攤至該互聯輸電區(qū)域各獨立輸電公司（TO）的輸電成本，采用單一容量電價形式進行定價。以美國PJM市場為例，不同輸電電壓等級按照不同的方法將輸電成本分攤至市場主體，其中110千伏及以下的區(qū)域網絡輸電成本直接分攤至市場內相關的互聯區(qū)域；110千伏以上的區(qū)域網絡輸電成本則需根據區(qū)域電網功能進行分攤，例如用于提高系統安全的輸電成本基于直流潮流的分布系數法進行成本分攤；用于提高系統經濟性的輸電成本基于為區(qū)域市場內部的發(fā)電廠及電力用戶帶來的收益進行成本分攤；對于345千伏雙回和500千伏及以上的輸電成本則分為兩部分，其中一半的輸電成本分攤方法與110千伏以上的輸電成本分攤方法相同，即根據輸電資產功能進行分攤，另外一半則直接基于非同時系統峰荷的郵票法進行分攤，在成本分攤機制中充分體現了區(qū)域共用輸電網絡在提升電網運行可靠性和能源市場效益方面的作用，如下表所示。
新時期我國區(qū)域電網輸電定價機制的局限性
近年來，隨著我國新型電力系統和電力市場建設不斷深化，跨省跨區(qū)電網建設全面加速，跨省跨區(qū)送電的電源結構、電網形態(tài)以及交易方式發(fā)生深刻變化，現行的區(qū)域共用網絡輸電定價機制可能存在一定的局限性。
區(qū)域共用輸電網絡和專項輸電工程的定義尚不明確。我國跨省跨區(qū)輸電價格體系主要包括區(qū)域電網輸電價格和跨省跨區(qū)專項工程輸電價格。目前，華北、華東和華中等區(qū)域共用輸電網絡參照《區(qū)域電網輸電價格定價辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2020〕100號）的相關規(guī)定執(zhí)行區(qū)域電網輸電價格，跨省跨區(qū)專項工程則參照《跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2021〕1455號）的相關規(guī)定執(zhí)行專項工程輸電價格，但在相關文件中并未對區(qū)域共用輸電網絡和跨省跨區(qū)專項輸電工程的定義進行明確。鑒于新時期我國跨省跨區(qū)電網發(fā)展迅速，跨省跨區(qū)電力市場建設進一步推進，包括“西電東送”跨省跨區(qū)輸電工程在內的部分跨省跨區(qū)專項輸電工程的功能逐漸向區(qū)域共用通道演進。因此，進一步明確區(qū)域共用輸電網絡和跨省跨區(qū)專項輸電工程的定義，并有針對性地進行定價機制的完善和優(yōu)化，對新時期進一步完善我國輸電價格體系來說意義重大。
電力市場建設背景下，區(qū)域電網輸電投資及運維成本的分攤和定價，應進一步考慮工程建設對區(qū)域內各省能源市場效益和電網運行可靠性效益的影響。根據《區(qū)域電網輸電價格定價辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2020〕100號）中第十條的規(guī)定，現階段我國共用網絡輸電價格的價格形式主要以兩部制價格為主，其中容量電費在各省級電網之間的分攤比例則通過區(qū)域電網對各省級電網提供安全性及可靠性服務的程度為基礎，綜合考慮跨省跨區(qū)送（受）電量、年最大負荷、省間聯絡線備用率以及供電可靠性等因素確定。然而，隨著我國新型電力系統和電力市場建設逐漸深入，電力市場運行數據的積累和市場仿真能力進一步提高，量化計算區(qū)域輸電通道的建設對區(qū)域內各省能源市場效益（例如市場總發(fā)購電成本）的影響，以及計算聯網容量對區(qū)域內各省電力系統運行可靠性效益的影響成為可能。因此，結合電力市場建設進程進一步優(yōu)化完善我國區(qū)域電網輸電價格機制，體現區(qū)域電網建設對區(qū)域內各省能源市場效益和可靠性效益的影響，有利于進一步提高新時期我國區(qū)域電網輸電成本分攤的公平性。
現行的區(qū)域電網輸電定價機制缺乏有效的位置信號。隨著我國能源政策的調整，電力系統電源結構和運行特性發(fā)生變化，在促進電力“保供穩(wěn)價”的基礎上，實現可再生能源有效消納，是我國新型電力系統建設的重要目的，而優(yōu)化區(qū)域電網輸電價格形成機制，通過電價位置信號引導新能源合理選址則是提高電網投資和運行效率、保證電價水平相對平穩(wěn)的重要手段。然而，我國現行的區(qū)域電網輸電價格提供的位置信號，難以體現新能源電源選址行為對電網投資和運行成本的影響，在提高區(qū)域電網輸電容量的投資及運行效率方面存在一定的局限性。
新時期我國區(qū)域電網
輸電定價機制優(yōu)化的若干建議
結合國際典型電力市場化國家的區(qū)域共用網絡輸電定價機制的實踐經驗和我國區(qū)域電網輸電定價機制的現存問題，完善和改進建議如下：
建議進一步明確區(qū)域共用輸電網絡和跨省跨區(qū)專項輸電工程的定義和范圍，為優(yōu)化、完善跨省跨區(qū)電力市場和新型電力系統建設背景下的輸電定價機制奠定基礎。建議結合我國跨省跨區(qū)電力市場和新型電力系統建設背景下跨省跨區(qū)輸電工程的功能演變，考慮跨省跨區(qū)輸電工程的功能差異，進一步明確區(qū)域共用輸電網絡和跨省跨區(qū)專項輸電工程的定義，并根據相關定義明確跨省跨區(qū)輸電工程的核價范圍，促進新時期我國跨省跨區(qū)輸電成本的公平分攤，助力跨省跨區(qū)電力市場和新型電力系統建設。
建議隨著電力市場機制日益完善和數據積累不斷趨于翔實，在區(qū)域電網輸電定價機制中引入體現輸電工程建設對區(qū)域內各省能源市場效益和電網可靠性效益影響的機制，提高成本分攤的公平性。跨省跨區(qū)電力市場和新型電力系統建設逐步深入，市場機制日趨完善以及市場運行數據不斷積累詳實，為進一步優(yōu)化我國區(qū)域電網輸電定價機制創(chuàng)造了良好條件，為進一步促進區(qū)域電網輸電投資及運維成本的公平分攤，建議借鑒國際實踐經驗，在區(qū)域電網輸電定價機制中引入體現輸電工程建設對區(qū)域內各省能源市場效益和電網可靠性效益影響的機制，推進區(qū)域電網輸電定價向科學化和精細化發(fā)展。
建議結合跨省跨區(qū)電力市場建設進程，在區(qū)域電網輸電定價中適時引入合理引導源網投資的、提供位置信號的輸電定價機制。根據前述對現行區(qū)域電網輸電定價機制面臨的問題分析可知，隨著新型電力系統建設背景下新能源電源的大規(guī)模接入，電網為容納新能源而產生的投資需求將逐步提高，考慮到新能源電源在不同節(jié)點選址接入對電網運行和投資成本的影響不同，發(fā)電投資主體以自身利益最大化為目標的選址行為可能進一步加大電網投資壓力，進而影響電力“穩(wěn)價”目標的實現。為此，建議結合英國等國家的實踐經驗，適時引入合理引導源網投資的、提供位置信號的區(qū)域電網輸電定價機制，在輸電價格中合理體現新能源接入電網產生的投資和運維成本，引導新能源合理選址、確定投資時序，協同提高新型電力系統背景下電網運行和投資效率，用以促進區(qū)域電網成本的公平分攤。
