调整省间输电价格机制，减少交易壁垒（下）

王轩，陈晶盈，Max Dupuy
睿博能源智库

接上篇《调整省间输电价格机制，减少交易壁垒》（上）

国际案例：区域输电成本回收模式

对于前述问题的标准解决方案，正如我们在之前的文章中指出的[1]，可以采取类似于区域电网容量电价的方法，将跨省跨区专项工程输电成本按照用电量比例或者区域负荷峰值比例分摊到送受端省份，然后通过向所有用户征收零售分时电价来回收。这种方法可以消除度电电量输电价格对经济调度决策的影响（解决问题一），并使电网公司的收入不再受实际输电量的影响（解决问题二），可以被认为是统一区域现货市场的方法。在现阶段省内和省间现货市场两级运作的情况下，定期对电网公司输电专项工程收入进行调整，使其符合预期的“准许成本+合理收益”收入水平，能够达到和实际输电量脱钩的效果（解决问题二），而不需要改变现行的单一电量输电价格（暂未解决问题一）。

当前，欧美多数区域输配电价收入已经和实际输送电量脱钩。在此，笔者简单地介绍美国区域输电组织PJM的区域输电成本回收模式和欧洲能源监管合作机构对跨境输电设施成本分摊的一些要求，为进一步改善省间输电价格提供一些参考。

PJM成本回收模式

输电成本分摊在美国无疑是一个极具争议的问题，该问题引起的政治经济等方面的争论也导致了区域输电组织内部跨多个州及其之间的跨平衡区输电网投资不足。鉴于需要更好的区域互联电网来支持越来越多的可再生能源并网、减少排放、降低成本和提高可靠性，跨州输电成本分摊成为美国电力市场面临的一个严峻挑战，各级监管者和相关方也正在积极应对[2]。美国联邦能源监管委员会（FERC）针对输电规划和成本分摊裁定了主要原则，其中较有参考意义的有[3]：1.成本成因原则（Cost Causation Principle），同时也叫受益者支付原则 （Beneficiary Pays Principle）—也就是“谁受益、谁承担”[4]；2.透明的成本分配原则（transparent cost allocation）—必须采用透明、公正的流程，在项目建设前明确受益方。FERC在2024年5月颁布的第1920号令中，为区域输电规划的项目收益评估和成本分摊制定了新的规定，要求输电服务提供商在区域输电项目开展前提交默认的输电成本分摊方法；在选定项目之后的6个月内，各州监管机构和输电服务提供商需要沟通谈判，在输电成本分摊的问题上达成一致或提出替代方案，否则将采用默认方案来分摊区域输电成本[5]。

在实际操作中，各个区域输电组织之间的输电补偿和成本分摊机制有所不同，但仍然有一些值得参考的方法。例如，PJM根据可靠性、经济性、公共政策和混合型输电资产功能分类制定了不同的输电项目成本分摊方法。对于可靠性，新建高压输电设施（regional facilities）的成本分摊机制采用50%峰值负荷比分摊，另外50%根据分布因子法分摊，从而兼顾效率和公平[6]：

●峰值负荷比分摊（load ratio share allocation）：项目成本根据 PJM 地区内各分区（zones）的非同时峰值负荷 （non-coincidental peak load），计算各分区的输电成本分摊。这种分配方式可确保那些占用更多输电容量的分区支付相应份额的成本，反映出成本成因原则。负荷比通常每年更新一次，使用截止日期前12个月的实际负荷确定下一年度的成本分配，以反映各分区之间的峰值负荷率变化，‌并创造减少高峰时段用电负荷的动力。

●分布因子法分摊（distribution factor method）：使用电力潮流模型（power flow modeling）模拟输电系统在各种条件下的运行，并通过模型计算出代表负荷对输电设施使用度的分布因子。分布因子可以判断对输电设施的利用程度，利用程度越大，分布因子越高。此方法通过模拟和预测，能更准确地反映各分区对输电系统的使用和损耗。

这些输电价格的分摊方法让成本回收与电网真实运行时的实际输电量脱钩，综合考虑了：

1）各分区在系统峰值负荷中占到的比例;

2）各分区对输电设施的使用损耗，将区域高压输电设施成本根据受益程度分摊。这不仅确保了成本分摊的公平性，还鼓励市场参与者错峰用电，从而提升整个系统的运行效率和可靠性。更重要的是，这种分摊方法避免了向每度电交易收取输电费的做法，可以更好地支持区域经济调度，并保障输电设施的投资和运行成本回收。

欧洲跨境输电成本分摊

欧洲在跨境输电设施成本分摊方面的进展也值得关注。2023年，欧洲能源监管合作机构（ACER）对于泛欧洲跨境基础设施，也称为共同利益项目（Projects of Common Interest，PCI）的成本分摊提出了一些建议[7]。简单来说，对于比较成熟（预计会在三年内进入施工阶段）的PCI[8]项目，项目协调方需要向每个经评估认定为受益国的监管机构发出跨境成本分摊请求，作为项目投资申请的一部分。每个国家在项目中的净收益根据ENTSO-E十年电网发展规划（TYNDP）情景下单个输电项目的成本和收益来模拟计算，其社会经济福利包括单个国家和欧洲整体的市场研究以及电网发展预测值。除此之外，为避免重复支付，各个国家之间的跨境资金流通，例如电力进出口费用、ITC基金（一种输电系统运营商-TSO间的补偿机制）、非国家项目支持经费等，也会作为净收益的一部分单独计算。

在完成成本收益分析之后，输电成本只在有明显净收益（占比超出项目所有净收益10%）的国家中[9]，根据每个国家超出10%的净收益占比来分摊。这种设定最低收益比例阈值的做法减少了在净收益较低的国家分摊成本产生的谈判和行政成本。各个国家能源监管机构如果在项目投资和跨境成本分摊上达成了一致，则会按照分摊比例，允许本国TSO（输电系统运行商）通过输电费用或者电网接入费用等回收相关成本。每个国家在不同情景下具体的项目成本和收益分项见下表。

表1：PCI项目成本和收益分项

这种分摊方式通过在特定情景下、考虑成本、收益等不确定性，对每个相关国家单独计算成本收益，按照净收益比例来分摊项目的投资和运营成本，可以确保对存在净成本国家的及时支付，符合“谁受益，谁承担”的原则。在实际交易中，不存在度电跨省跨区输电费用，相关交易会根据泛欧洲内部电力市场的经济调度运行，最大限度地促进跨境输电资源的利用，将统一电力市场的优势充分发挥出来。

政策建议：基于绩效的输电定价机制

和跨省跨区输电容量电价机制

目前，跨省跨区专项工程的输电价格是固定的度电价格，电网公司依然有动力保证输电电量以达到或超过设计小时数。这种激励方式虽然可以提高高压输电通道的利用率和使用效率，却不符合跨省跨区现货交易背景下促进送受两端供需平衡和消纳可再生能源的需要。电网除度电收费外还能有多种方式回收输电成本。跨省跨区输电电价可以基于绩效的监管模式[10]，改善《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》中的定期校核机制。

建议对电网公司的跨省跨区输电按照“允许成本+合理收益”原则计算年收入总量，再形成基于绩效的输电定价机制回收年收入总量，与实际输电电量脱钩。在此基础上，为推动实现政策目标，监管部门可以制定相应的绩效评价指标，并根据指标完成度给予收入奖励。通过评估电网公司在跨省跨区输电方面对具体指标（如增加跨省跨区电网可利用率、提高灵活性和可靠性、降低弃光弃风率、减少排放、减少输电阻塞等）的完成情况来调整电网公司的收入水平。这将使电网公司的激励机制从传统的“成本输入”转变为“结果输出”。基于绩效的监管机制有助于提升电网公司的积极性，采取新技术，包括需求响应、智能电网、电气化等创新方式，更好地利用跨省跨区输电来实现多个政策目标。

由于跨省跨区电力市场产生的、输电收费超出电网公司“成本加收益”监管允许的年收入的部分资金，可以纳入资金池。一部分资金用于根据绩效对电网公司进行奖励，其余部分在监管周期结束时（5年后），按合理比例分摊给送受端省份。反之，若跨省跨区电力市场造成电网公司成本回收不及预期，则根据电网公司的绩效决定是否可以将这部分多余成本按照“谁受益，谁承担”原则传导至送受端分摊。具体而言，电网公司不再根据《定价办法》第十九条规定：“实际利用小时超出核价利用小时产生的收益按照电网公司30%，70%由发改委用于支持可再生能源跨省跨区外送”获取额外收益，而是将资金池中多余的收益或成本根据电网公司各项指标完成情况，在电网公司以及送受端按比例分摊。这样可以让电网公司的收入和实际输电量脱钩，并且和绩效指标完成情况相结合。在保证电网公司跨省跨区输电投资回收的前提下，有效激励电网公司促进区域电力市场一体化和电力系统向低碳高效的方向转型。

表2：资金池资金分摊举例

另一个更直接和易于实施的跨省跨区输电电价的改革方向是向容量电价发展，类似于区域电网容量电价或上述国际案例，将跨省跨区专项工程输电成本按照用电量比例或者区域峰值比例分摊到送受端省份。这种方式将移除输电价格对市场实际运行结果的影响，减轻出清模型的复杂度，并有助于形成真正区域统一的电力市场。基于具体情况和各方的充分沟通，可以采取一定方式，例如，根据峰值负荷份额或者用电量比例，按月或按年将输电成本分摊给受益省份，再由各省通过带时间和位置信号的分时或动态零售电价向终端用户收取，这样可以更有效地提高市场效率，促进省际实时交易[11]。同时，可以探索通过模型模拟潮流或通过情景评估输电带来的成本收益等方法，更系统地支持跨省跨区输电成本分摊。监管机构还可以通过强化电网公司满足可再生能源最低消纳水平等要求，根据完成绩效给予正向激励。这种基于绩效的监管可以减少电网公司对跨省跨区交易市场化的担忧，减少市场交易带来的不确定性风险，促进电网公司利用跨省跨区输电助力可再生能源并网，实现更大地理范围内更接近实时的资源优化配置。

总结

《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》针对省间互济提出的创新举措是面向发展“全国统一电力市场”的重要突破，接下来需要做好各方的协同发展。本文深入探讨了跨省跨区输电成本的分摊和激励机制的优化。在当前电力系统中，固定的电量电价可能导致经济调度偏离最优状态，而传统的电网公司激励机制与新型可再生能源大规模并网的需求并不完全契合。因此，建议通过建立基于绩效的监管模式，结合跨省跨区输电容量电价改革，在区域经济调度的情景下，消除输电价格对现货市场的影响，进一步促进区域输电容量的灵活应用。

通过这些改革措施，跨省跨区电力交易能更好地适应未来的能源转型需求，推动电力系统向低碳、高效的目标迈进，为实现可持续能源发展打下基础。

参考链接（上下滑动查看）

编辑 姜黎

审核 何诺书