中国储能网讯：
唐成鹏 王立平 许凤清 中国南方电网有限责任公司超高压输电公司
黄东文 中国南方电网有限责任公司
丛野 华北电力大学
一、引言
为此，本文在剖析现行南方电网“西电东送”跨省跨区专项工程输电定价机制在新时期面临问题的基础上，结合美国和欧洲跨国跨州输电定价的国际实践经验，提出适应新型电力系统和区域电力市场不同建设阶段的跨省区输电定价机制优化建议。
二、现行西电东送跨省区专项工程输电定价机制存在的问题分析
目前，南方电网西电东送跨省区专项输电工程，主要采用经营期法或“准许成本+合理收益”法核定“网对网”和“点对网”输电通道的单一制电量电价，该定价机制相对简单，并在前期执行中取得了良好效果。2022年7月23日，南方区域电力市场启动试运行，标志着全国统一电力市场体系加速构建。随着电力市场化改革的逐步深化，未来各省之间的电力电量交换和价格将逐步由市场竞争机制决定，这使得现行的输电价格机制面临以下问题：
一是可能影响电力市场竞争效率，难以适应可再生能源跨省区消纳的要求。单一制电量电价在一定程度上拉高了省外发电机组在电力市场中供电的短期边际成本，可能通过改变电力现货市场中水电等低价机组报价排序的方式削弱其在电力市场中的竞争力，从而提高电力系统总发电成本和电力市场价格，影响可再生能源的跨省区消纳和资源市场配置效率。
二是可能影响跨省区专项输电工程的准许收入回收及其回收风险的公平分担。专项工程输电准许收入能否实现与电量电价和送电量直接相关，在可再生能源规模日益扩大和市场化交易电量占比不断提高的背景下，跨省区专项工程的年输电量预测不确定性将逐渐增大，单一制电量输电价格机制不仅为合理确定输电价格带来了挑战，也提高了电网企业实现准许收入的风险。并且，随着电力市场化改革速度加快，计划电量逐步放开，发电机组（特别是低价可再生能源机组）和电力用户均存在通过电力市场获得更高收益的可能，从“谁受益，谁分摊”的原则来看，单一电量电价机制下专项工程准许收入的回收风险仅由电网企业承担，未能实现风险的公平分担。
三是难以促进统一市场环境下输电定价机制与输电容量分配机制的协同。随着南方区域电力市场建设的不断加速，跨省计划电量的逐步放开，“西电东送”跨省输电通道容量的竞争问题将日益显著。在由传统电量交易向分时电力交易过渡的背景下，现行按经营期法核定的单一制电量电价机制与未来的跨省输电权机制难以有效衔接。
四是难以适应南方区域统一电力市场环境。为促进南方区域电力市场和全国统一电力市场建设，输电价格的设计和实施也应与电力市场交易机制相协同，而现行的单一制电量电价机制在市场主体报价、出清计算、交易结算等多个方面都表现出与电力市场交易机制不契合的特点，需要研究建立更为灵活、多样的输电价格机制。
三、跨州跨国输电定价的国际实践经验
国际典型电力市场化国家和地区在电力市场化改革的进程中，也和我国一样面临着跨区域输电定价机制需要调整和完善的问题。下面主要对美国和欧洲跨州跨国输电定价机制设计和应用的相关实践进行梳理。
美国当前的电力批发市场和零售市场采用自由竞争模式，是由最初的垂直一体化垄断模式逐渐发展而来，其跨州（跨市场）输电定价也随之逐步变化。在垂直一体化垄断时期，各个小型的公共事业公司为保证所辖地区的电力供应，分别提供两种不同的跨州（区）输电服务：一种是相邻公共事业公司签订的协调协议，不需要缴纳输电费用；另一种是按照峰荷责任进行定价的点对点合同路径输电服务，输电用户采用叠加计费方式分别向合同路径中的公共事业公司支付费用。在电力批发和零售市场自由竞争时期，随着经济社会快速发展，跨电力公司的电力交易日益频繁，原有的叠加式（Pancaking）输电费用计算方法在一定程度上降低了跨公司电力交易的效率。此后PJM等市场逐步优化原有方式，采取峰荷责任法在市场内部核定统一输电价格；跨市场交易主要采用点对点输电服务，其价格形式为单一制的峰谷容量电价。
欧洲统一电力市场的建设历程可分为三个阶段，分别为国家电力市场建设阶段、区域电力市场建设阶段和跨国电力市场建设阶段。在国家电力市场建设阶段，跨国输电交易不频繁，跨国输电成本采用经过国家及地区的输电费叠加计费的方式进行回收。在区域电力市场建设阶段，跨国输电交易逐渐增多，跨国输电容量稀缺问题凸显。鉴于此阶段跨国输电通道的送电方向相对固定，为促进跨国输电容量的有效分配，显式拍卖（Explicit Auction）机制得以被提出，以拍卖不同时段跨国输电容量的收入作为跨国跨州输电工程投资成本回收的主要方式。然而，在跨国电力市场建设阶段，受欧洲各国电网耦合程度加深和新能源发电大规模并网影响，部分跨国输电通道的潮流方向不再固定，显式拍卖的效率逐步下降。并且，由于显式拍卖将输电容量分配与电能量交易相割裂，无法传递有效的价格信号，所以欧洲部分地区由显式拍卖转为基于统一优化出清的隐式拍卖（Implicit Auction）机制。目前，欧洲采用显式拍卖与隐式拍卖相结合的输电容量分配方式，显式拍卖主要应用于跨国双边电力交易，隐式拍卖应用于日前市场的耦合出清。在输电成本回收方面，欧洲现阶段主要采用跨国输电补偿机制和显示/隐式输电权拍卖相结合的方式进行跨国跨州输电工程投资及运维成本回收。
通过上述国际实践经验可以看到，在美国、欧洲等典型电力市场化国家或地区，其跨州、跨国输电定价机制的设计和应用都是随着资源禀赋、电力市场发展乃至能源政策目标变化而逐步优化调整的，我国的跨省跨区输电定价机制也应与全国统一电力市场和新型电力系统建设等新时期能源政策目标相协同。
四、新时期南方电网西电东送专项工程输电定价机制的优化建议
南方区域电力市场建设起步期建议采取单一制丰枯电量电价输电定价机制。采取该方案的目的有两个，其一是为受端电力用户提供明确的时间信号，促进水电等可再生能源在低谷时段的跨省消纳，其二则是促进输电成本在丰枯期的公平分摊。在进行丰枯输电定价时，需要重点考虑丰、枯期价格的调整原则。为实现促进清洁能源消纳和市场效率，提高跨省区输电工程枯期利用率的目的，在进行价格调整时，应关注输电价格对各交易主体的影响，并满足两个约束：一是市场交易可行性约束，即送端电能送出价、跨省区专项工程丰期输电价与线损价格之和不高于受端电网燃煤基准价等；二是输电准许收入回收约束，即因执行丰枯电价产生的丰期预期增加收入与枯期预期减少收入的总和不变。
南方区域电力市场建设发展期建议采取两部制丰枯输电定价方案。即在保证专项工程输电年准许收入合理回收的基础上，将原有的单一电量电价调整为“电量输电价+容量输电价”的两部制电价，其中电量输电价随交易收取，容量输电价分摊至各省级电网，初期可向受端电网收取。随着电力市场化改革工作的不断推进，各类发电机组陆续参与区域电力市场交易，可逐步过渡至向送、受两端电网收取。丰枯电量电价定价方式与起步期保持一致。采取这一方案的目的一方面是逐步降低电量输电价格对区域电力市场交易效率的影响，另一方面为了向分时交易电力市场环境下的输电权机制过渡。
在进行两部制定价时，第一个关键点是如何确定两部制电价中电量电价和容量电价的比例。一种思路是参照《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，按照专项工程“折旧费+人工费”和运行维护费的比例确定；另一种思路是将变电站（换流站）投资及运维成本纳入容量电价定价，其他成本纳入电量电价定价。
第二个关键点是如何确定容量电费在各省分摊的比例。一种思路是，以区域电网对各省级电网提供安全及可靠性服务的程度为基础，综合考虑跨区跨省送（受）电量、年最大负荷、省间联络线备用率和供电可靠性等因素确定；另一种思路是，按照属地原则，将变电站/换流站相关成本作为容量电费纳入各省进行回收。在实际的方案选择时，既要考虑各省现行的跨省输电成本分摊情况，促进电价机制的平稳衔接，也要兼顾各省电力用户的电价承受力，综合考虑选择更可行的方案。
在南方区域电力市场相对成熟期建立输电权机制，通过输电权分配或拍卖等方式回收专项工程输电年准许收入。随着区域电力市场日渐成熟，跨省计划电量逐步放开，丰水期等跨省输电容量稀缺时期的输电权分配问题将凸显，跨省输电定价机制的设计也需要和输电权机制设计相协同。参照欧洲及美国PJM市场的输电权实践经验，结合统一电力市场的建设要求，建议在输电权机制设计时，针对国家送电计划和地方政府间送电协议等以年或多年为周期的优先发电计划交易，可按照交易计划优先分配跨省输电通道的输电权，并提前支付输电费，锁定一部分输电收入；对于年或年以内的中长期的跨省电力交易，可视市场设计情况开展日前输电容量拍卖（显式拍卖）或考虑合同周期采取“先到先得”等方式分配输电权；对于参与区域电力现货市场的现货交易，采用集中优化调度（隐式拍卖）的方式分配跨省输电容量，并通过拍卖收入或阻塞盈余等方式回收输电年准许收入。
在输电权定价机制方面，为适应我国电网投资效益评价体系的发展，考虑在输电权机制建立初期采取“两部制”输电价格机制，待电力现货市场发展较为成熟、电网投资监管及评价体系发展较为完善时进一步采取单一制容量电价机制。具体来说，初期在确定容量电费和电量电费回收专项工程年准许收入的比例基础上，对于基准容量电价，可根据专项工程年准许收入扣除通过电量电价回收年准许收入的部分，结合输电通道年可用输电容量和利用小时数确定。后期采取单一制容量电价机制时，可考虑体现专项工程在水电丰、枯季节提供输电服务的边际成本，采取丰枯电价机制，即适当提高丰水期容量电价，降低枯水期容量电价。例如，丰水期容量电价体现专项工程输电服务的“长期边际成本”，包含现有输电工程容量成本的分摊部分和输电工程满负荷运行时额外增加一单位输电容量造成的投资成本等，而枯水期则仅回收现有输电工程容量成本，并使定价能够保持总体收入平衡。
