侯欣宇 郭蓉 李丰 贺瑞 刘庆 电力规划设计总院
拾杨 国家电网有限公司
为高效开发西北地区可再生电力资源，我国正大力建设“沙戈荒”风电光伏新能源大基地及其配套的专项输电工程。目前，我国在运跨省跨区特高压直流专项输电工程的输电价格是执行《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》（发改价格规〔2021〕1455号）规定的单一电量输电价格机制，采用经营期法弥补成本并允许合理收益。随着新能源大基地项目建设的加快及跨省跨区输电线路的逐步建成投运，现行的单一电量输电价格机制或将难以适应电力市场的发展，建议针对部分服务于大型风光基地电力外送的跨省跨区专项输电工程适时试行两部制输电价格机制，使容量电费在送受端进行合理分摊。相比于单一电量输电价格机制，两部制输电价格机制可以有效降低输电环节的输电价格，不仅能够保障专项输电工程投资的回收，而且在提高工程输电量的同时，可以有效促进大基地新能源电量在电力市场中达成交易。
单一电量输电价格机制一定程度上针对投资方的投资进行了合理的成本补偿，同时可以引导电网企业对跨省跨区专项输电工程的经济性进行相关测算与论证，有效提高工程投资效益，进一步提升工程年利用小时数。然而，在单一电量输电价格机制下，工程建设及运行维护等成本只能通过输送电量的电价进行回收，导致跨省跨区专项输电工程的输电价格较高。经过我国众多工程多年的运行实践，可以发现跨省跨区专项输电工程现行的单一电量输电价格机制存在以下弊端：
（1）不利于促进省外可再生能源电量参与受端电力市场
跨省跨区专项输电工程的输电价格采取单一制电量电价，由于电量电价加价较高，很有可能改变现货市场中发电机组的报价排序，进而影响跨省跨区专项输电工程的输送电量及市场的总发电成本。与此同时，电量电价可能提高电力现货市场出清价格，抬高用户购电成本，增加区域间及省间交易的壁垒，降低电力交易效率及交易量，不利于“沙戈荒”风电光伏大基地新能源电量跨区域输送，阻碍清洁能源在更大范围内实现资源优化配置。当单一电量输电价高于某一个特定数值时，可能直接影响相关电力交易，导致工程年输电量、总发电成本及总购电成本大受影响，不利于促进省外可再生能源电量参与受端电力市场。
（2）工程输电量难以保障，导致工程准许收入的合理回收存在一定不确定性
影响专项输电工程单一电量输电价格水平的关键因素为专项输电工程的年准许收入及预测送电量，而预测送电量受新能源机组出力情况及电力市场供需关系影响较大。
“沙戈荒”新能源大基地的风电光伏机组出力具有较为明显的季节性与波动性，随着我国电力市场化改革的不断深入及省级电力现货市场建设的逐步深化，省外可再生能源机组跨区域参与受端电力现货市场的交易电量也将受到电力现货市场供需关系的影响，这将使得未来专项输电工程年输送电量预测存在较大的不确定性。此时，若跨省跨区专项输电工程的输电价格仍采取现有的按照经营期方法核定的单一电量输电价格机制，可能出现工程输电量较低导致回收输电费用与准许收入之间存在较大偏差等问题。
（3）单一电量输电价格机制难以适应电力市场体系建设与未来发展
在新一轮电力体制改革前，我国各发电厂的上网电价由价格主管部门按照经营期定价法进行核定，不同机组收益率差异不大。传统的省间或区域电能交易一般以国家指令性计划及政府间协议的形式达成，这种形式能够事先确定专项输电工程在核价年的计划输送电量，专项输电工程的输电费用由电力用户承担，保障了成本分摊的公平性及输电成本的合理回收。近年来，随着我国电力市场体系建设的不断深入，跨省跨区电力市场交易逐渐由电量交易向分时段的电力交易转变，未来，跨省跨区交易形式也将由计划性交易逐渐演变为中长期合同交易、竞争性中长期合同交易及电力现货交易等不同的交易形式。若跨省跨区输电价格仍采用不按时段区分的单一电量输电价格机制，将无法有效反映输电通道的容量价值，不利于输电通道容量的合理分配。此外，单一电量输电价格机制缺乏灵活性，在发电厂上网电价及送出省输电价格的基础上直接加上某一电量电价，不仅较大程度影响受端省份电力市场出清结果，而且可能较难适应不同的跨省跨区市场交易形式。
综上所述，在单一电量输电价格机制下，跨省跨区专项输电工程的年实际收入受工程年输送电量影响较大，实际输电量过大或者过小都可能导致工程实际收入与准许收入偏差较大，增加了工程在监管周期的电费清算难度，也对下一监管周期的准许收入预测准确性产生较大的影响，不利于高效监管。与此同时，还可能存在工程固定成本回收风险较大、现货市场效率降低等缺陷。
欧美大部分跨国/跨地区输电价格机制采取单一容量输电价格机制作为跨国跨州输电价格。例如，美国PJM（Pennsylvania-New Jersey-Maryland）市场中的“点对点”输电服务（Point to Point Transmission Service，PTPTS），其输电定价机制采用单一容量电价形式定价，根据送电容量和时长向交易主体收费；欧洲部分国家则通过“显式拍卖”和“隐式拍卖”形式，拍卖输电容量及阻塞盈余收取输电费用。从经济理论的角度看，跨省跨区专项输电工程的建设成本、运行成本属于沉没成本，在核价时，只核定电量电价，即只通过电量电价回收沉没成本将会极大影响输电的边际成本，进而导致电力市场成交效率降低。
我国可适度借鉴国外跨区域输电工程价格机制，针对部分跨省跨区专项输电工程适时试行两部制输电价格机制。两部制输电价格机制的设计本身就形成了由电源、用户及输电方三方组成的风险分摊机制，有利于建立长期稳定的购电、售电关系。两部制输电价格机制中的电价包括容量电价及电量电价两部分，其中，固定投资通过容量电费回收，变动成本通过电量电费回收。与单一电量输电价格机制相比，两部制输电价格机制的容量电价及电量电价形成的电费结构更能科学合理地反映跨省跨区专项输电工程的成本结构，更符合“合理补偿成本并获得合理利润”的原则，有利于促进送端电源参与市场交易和电力跨省跨区消纳，有助于提高专项输电工程的使用效率。
两部制输电价格机制中的电量电费内涵与单一电量输电价格机制相同，都是根据工程输送电量收取电量电费；而容量电价作为上级电网分摊费用，通过区域内省级电网输配电价进行回收，随区域内各省级电网的终端销售电量（含市场化交易电量）收取，不向市场交易用户单独额外收取。
两部制输电价格机制在世界各国跨区域输电工程中得到了广泛应用。跨省跨区专项输电工程采用两部制输电价格机制具备以下优点：
（1）电价组成结构设计更加科学，能够更合理地反映专项输电工程的成本构成
跨省跨区专项输电工程一般在建设前几年投资额较大，工程资产中固定部分所占比例高，而固定资产与工程输电量的关系不大。由于单一电量输电价格机制通过工程年输电量回收成本，当工程每年实际输送电量低于可行性研究阶段预计的输电量时——尤其是服务“沙戈荒”风电光伏新能源大基地外送的专项输电工程，其年输送电量很可能低于核价时的年利用小时数（参考青豫特高压直流等主送新能源电量的专项输电工程）。这将导致跨省跨区专项输电工程投资方的资金回收产生较大的不确定性，存在一定风险，从而可能降低投资方对此类工程的投资热情及出资积极性。根据国家电力价格主管部门发布的相关文件规定，虽然制度上存在的平滑机制会在下一监管周期对电网企业在本监管周期中的“损失”进行弥补，但可能仍难满足电网企业合理补偿成本及利润要求等需求。当工程实际输电量高于预期电量时，跨省跨区输电工程的投资者则会获得超额收益，不利于社会福利最大化，也不利于跨省跨区专项输电工程的健康发展。
两部制输电价格机制通过相对固定的容量电费回收工程固定投资部分，通过电量电费回收工程的变动成本，既能有效保障工程出资方利益，坚定投资者的信心，又能促进社会福利与责任在不同利益方的公平分摊。
（2）可有效提高专项输电工程的利用率，平抑输电方可能获得的超额利润，体现“合理补偿成本并获得合理利润”的原则
一方面，送、受端及电网企业三方在签订购售电合同时，会提前测算其发电能力及接收电力的能力，协商确定合适的年送电量，两部制输电价格机制可以提供有效的经济信号，提高输电工程的利用率，减少输电通道资源的浪费；另一方面，由于容量电费是固定的，因此理性的送电方和受电方会通过增加输送/交易电量降低边际电价成本，可有效提高输电工程的利用率。
两部制输电价格机制下，电网企业每年输电收入的变化幅度小于单一电量输电价格机制，电网企业年收入更接近于准许收入。跨省跨区专项输电工程采用两部制输电价格机制，可以在年输电量较低的情况下，使电网企业的投资成本得到有效补偿，同时可以平抑电网企业在输电量较高时获得超高收益。
建议我国在未来全国统一电力市场条件下，逐步对跨省跨区专项输电工程的输电价格采用或部分工程先试点采用两部制输电价格机制，并逐步扩大容量电费比例，通过合理设计容量电费在送受端的分摊比例，有效减少输电费用，降低受端的落地电价，提高大基地新能源电量参与受端电力市场的竞争力。国际跨区专项输电工程采用的单一容量输电价格机制的相关经验为我国跨省跨区专项输电工程的输电价格机制设计提供了诸多参考，建议未来在我国电力市场环境较为成熟时，再考虑针对部分跨省跨区专项输电工程适时试点引入单一容量输电价格机制。
编辑 黄燕华
审核 姜黎
