中國儲能網(wǎng)訊：近期，發(fā)改委發(fā)布陜北-湖北、雅中-江西特高壓直流臨時輸電價格，這是新版《跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法》發(fā)布后首次核定跨區(qū)工程定價。筆者注意到，對比此前同類工程輸電價格，此次價格有較大幅度下降。輸電價格的下降以及對于新能源省間交易的特別支持，對于促進新能源電力跨區(qū)消納積極作用明顯?，F(xiàn)階段，新能源開發(fā)面臨新的形勢，跨區(qū)特高壓直流輸電工程建設提速需求更加凸顯。
一、特高壓直流輸電價格下降明顯
10月2日，發(fā)改委印發(fā)的《關于陜北-湖北、雅中-江西特高壓直流工程臨時輸電價格的通知》中，對今年建成投運的±800千伏陜北-湖北、雅中-江西特高壓直流工程臨時輸電價格進行了確定。（臨時輸電價格是在工程投運初期，投運以來資產(chǎn)、運維成本、收入、輸送電量、線損率等與輸電價格相關的基礎數(shù)據(jù)缺失的情況下，根據(jù)工程的核準批復文件、可研報告及第三方評估意見、工程性質(zhì)與功能、設計施工圖評審意見等相關支持性文件資料等核算出來的臨時電價。）
其中陜北～湖北工程臨時輸電價格為5.12分/kWh（線損率5%），雅中～江西工程臨時輸電價格為6.85分/kWh（線損率6%），值得注意的是：上述電價包含輸電環(huán)節(jié)線損，而筆者查到的以前特高壓直流工程輸電價格一般不含線損。
為方便與其它工程價格進行對比，上述含線損輸電價格可分解成輸電價格+損耗成本，損耗成本等于：送端電價*線損率/(1-線損率)，送端電價陜西按0.35元/kWh（參照原火電標桿上網(wǎng)電價）、四川0.26元/kWh（水電全年標桿上網(wǎng)電價低值）進行簡單測算，兩工程線損折價分別為1.84分、1.66分，則對應的不含線損輸電價格為3.28分，5.19分。
對比同等長度線路（詳細信息見第三章表1），雅中-江西直流相對宜賓-金華直流輸電價格（不含線損）下降約30%，對比相同投資水平線路的輸電價格也下降了30%-35%；而陜西-湖北相對等容量造價接近的云南-廣州、普洱-江門直流，考慮容量差異折算后輸電價格（不含線損）下降幅度也超過30%。雖然此次核定的為臨時輸電電價，但也可見2021年10月發(fā)改委正式發(fā)布《跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法》（以下簡稱“新辦法”）之后，跨區(qū)工程輸電價格下降已成定局。
二、特高壓直流輸電價格下降原因及影響
（一）影響特高壓直流輸電價格的因素分析
新辦法發(fā)布之時，適逢第三監(jiān)管周期即將開啟，目的在于進一步完善輸配電價體系、夯實輸配電價改革成果，有力推動跨區(qū)電網(wǎng)建設，更好服務全國統(tǒng)一電力市場。
根據(jù)辦法，跨省跨區(qū)專項工程輸電價格以彌補成本、獲取合理收益為基礎，按照資本金內(nèi)部收益率對工程經(jīng)營期內(nèi)年度凈現(xiàn)金流進行折現(xiàn)，以實現(xiàn)整個經(jīng)營期現(xiàn)金流收支平衡為目標，核定工程輸電價格。具體如下：年凈現(xiàn)金流=年現(xiàn)金流入－年現(xiàn)金流出，其中：年現(xiàn)金流出=資本金投入+償還的貸款本金+利息支出+運行維護費+稅金及附加。輸電價格計算公式為：輸電價格（含增值稅）=年均收入/（設計輸電量×（1-定價線損率）），直流輸電工程設計輸電量=設計利用小時×額定容量。設計利用小時按政府主管部門批復的項目核準文件確定，文件中未明確的，原則上按4500小時計算。
可見，影響特高壓直流工程輸電價格（不含線損）主要因素有（以下影響幅度值僅為筆者個人根據(jù)公開資料推算結(jié)果）：
1.工程投資。工程收入以回收投資成本并獲得一定收益率（資本金內(nèi)部收益率最高不超過5%）為目標，工程投資越大，每年需要的凈利潤越大，而折舊、利息等成本也越高，在輸電量一定的情況下，要求輸電價格越高。
2.運維費率。新辦法提出運行維護費率按照成本監(jiān)審核定的跨省跨區(qū)專項工程運行維護費除以固定資產(chǎn)原值的比例確定，最高不超過2%。而2017年版（原辦法）實際核定存量專項工程價格時，運維費率取2.5%。新辦法運維費率降低0.5%。以雅安-江西為例，按照利用小時數(shù)4500小時，此項造成輸電價格降低約0.3分錢。
3.折舊年限。原辦法按30年折舊，新辦法按35年折舊，攤薄了專項工程的折舊成本，使現(xiàn)金流優(yōu)于原辦法，造成核定年收入下降，年收入降低額約為總投資的0.2%-0.3%。以雅安-江西為例，此項造成輸電價格降低約0.15分。
4.資本金收益率。新辦法規(guī)定資本金內(nèi)部收益率按不超過5%核定。原辦法中，實際利用小時達到設計值 75%的，資本金收益率參照《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法（試行）》核價參數(shù)確定，其中權(quán)益資本收益率按本監(jiān)管周期初始年前一年1月1日-6月30日國家10年期國債平均收益率加不超過4個百分點核定，10年期國債平均收益率一般在3%左右，即原辦法中資本金收益率不高于7%，高于新規(guī)定約2%。按照資本金收益率降低2%粗算，以雅安-江西為例，此項可能造成輸電價格降低約0.2-0.3分。
5.輸電小時數(shù)。原辦法按照工程的功能定位確定價格機制，以聯(lián)網(wǎng)功能為主的專項工程按單一容量電價核定，由聯(lián)網(wǎng)雙方共同承擔；以輸電功能為主的專項工程按單一電量電價核定。新辦法規(guī)定跨省跨區(qū)專項工程輸電價格實行單一電量電價制，工程收益高低將取決于實際利用小時，如果利用小時低于設計小時，將達不到預定收益。此辦法促進電網(wǎng)公司提升輸電通道利用效率意圖明顯。而原辦法中只要實際利用小時達到設計值 75%，則資本金收益率即可參照《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法（試行）》核價參數(shù)；而實際利用小時達不到設計值 75%的，資本金收益率可適當降低?？梢娫k法在利用小時方面，給與彈性空間較大。由于新能源能量密度較低，以及水電站干枯季明顯，以輸送新能源或水電為主的線路，輸電小時數(shù)很可能達不到設計值。對于其他同等條件下，如果輸送電量僅設計者75%，其輸配電價將相差25%，此項影響非常明顯。
通過上文分析，新辦法對跨區(qū)專項工程輸電價格的定價有很大程度收緊，從而促進輸電價格產(chǎn)生較大降幅。
（二）輸電價格下降將產(chǎn)生的影響
1.有助于推動全國電力市場的建設。近日，發(fā)改委、能源局批復了國家電網(wǎng)公司上報的《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則》。中央全面深化改革委員會第二十二次會議也強調(diào)：加快建設國家電力市場。跨區(qū)輸電價格下降，降低了省間電力交易的成本，更有利于電力資源在全網(wǎng)內(nèi)部流動，讓送受端在價格聯(lián)接上更加緊密，在更大范圍內(nèi)更快形成統(tǒng)一電力市場。
2.有效提升新能源消納能力。輸電價格下降的同時，新辦法提出：“對于參與跨省跨區(qū)可再生能源增量現(xiàn)貨交易，如有多條專項工程送電路徑且最優(yōu)價格路徑已滿送，通過其他具有空余輸送能力的專項工程送電的，仍按最優(yōu)路徑價格執(zhí)行；在專項工程輸電能力空余情況下，電網(wǎng)企業(yè)為提高工程利用效率臨時增加電量輸送的，增送電量可按不高于工程核定輸電價格的水平執(zhí)行?！笨梢?，對于輸送可再生能源增量現(xiàn)貨交易電量，新能源可選擇最優(yōu)通道，同時在新的輸電價格基礎上仍存在價格下降空間，進一步提高了新能源進行省間交易的競爭力，能促進更大規(guī)模、更低成本消納。
3.為輸電通道建設預留了成本空間。新能源比例的增加，帶來的調(diào)節(jié)、輸送成本不斷提升。新辦法通過壓縮電網(wǎng)收入空間，實現(xiàn)在同等成本疏導的基礎上，能建設更多的輸電設施；同時，新辦法在特高壓工程輸電能力設置低限同時，對于工程輸電小時超出部分的收益，70%用于支持新能源跨省跨區(qū)外送工程建設，能增加輸電工程資金來源。
（三）相關建議
整體來說，新辦法在成本、收益控制以及利用小時方面對電網(wǎng)公司提出了非常高的要求，特別是對于每條線路單獨核價，低于設計電量時電網(wǎng)公司受到損失，而高于設計電量超額收益大頭由政府列入專項，降低了電網(wǎng)公司內(nèi)部調(diào)劑的空間。可以說跨區(qū)跨省輸電工程價格降低空間已見底。促進特高壓通道建設絕不能竭澤而漁，建議：一是國家利用專項金融支持工具，持續(xù)降低特高壓建設融資成本；二是引入更多的利益主體參與特高壓建設，如發(fā)改辦運行〔2021〕445號確定的：對電網(wǎng)企業(yè)建設有困難或規(guī)劃建設時序不匹配的新能源配套送出工程，允許發(fā)電企業(yè)投資建設，緩解新能源快速發(fā)展并網(wǎng)消納壓力。
三、特高壓直流工程大盤點和發(fā)展預測
（一）特高壓直流工程大盤點
由于我國能源資源分布與負荷中心嚴重失衡，發(fā)展直流特別是特高壓直流成為大規(guī)模遠距離輸電的首選。2010年±800kV復奉（向上）直流投產(chǎn)，標志我國正式進入特高壓直流時代。截至2021年底，我國已建成特高壓直流18回（如圖1中紅色線路），總輸電容量約1.43億千瓦，成為西電東送的主力軍，我國也基本形成了交直流混聯(lián)的骨干網(wǎng)絡。
圖1 2021年底我國特高壓骨干網(wǎng)架示意圖（此圖參考全球能源互聯(lián)網(wǎng)合作組織：《中國“十四五”電力發(fā)展規(guī)劃研究》）
另外，通過統(tǒng)計各直流相關信息形成表格如表1：
表1 我國特高壓直流輸電工程信息大盤點
注：各線路長度、投資、電價數(shù)據(jù)來自發(fā)改委等相關網(wǎng)站
（二）特高壓直流發(fā)展預測
根據(jù)國網(wǎng)公司“碳達峰、碳中和”行動方案，“十四五”規(guī)劃建成7回特高壓直流（含陜西-湖北、雅中-江西直流），當前尚未見到南網(wǎng)發(fā)布相關報告。但是，在雙碳目標約束下，預計特高壓直流在“十四五”期間將提速，“十五五”期間進入快速建設通道，主要判斷如下：
一是新能源大基地建設加快要求特高壓直流建設提速。實現(xiàn)能源電力深度脫碳目標，根據(jù)國網(wǎng)能源院預測，2030年新能源裝機總量將達到16億千瓦（8.3億千瓦光伏、6.8億陸上風電、0.9億海上風電），意味著新能源在2030年前仍將增加約10億千瓦。由于中東部地區(qū)新能源資源日益匱乏，預計新能源開發(fā)將以陸上、海上大基地為主，預計陸上大基地新能源新增5億千瓦以上，保守估計50%通過特高壓直流送出，考慮風、光、儲配套，實現(xiàn)風、光對輸電通道復用（即1千瓦風電和1千瓦光伏配置一定儲能，通過錯峰，通過1千瓦輸電容量送出，以實現(xiàn)通道資源最大化利用），樂觀估計新增輸電線路新能源比例達到75%，保證大基地送出需要新增特高壓直流輸電功率約1.67億千瓦；同時考慮“十四五”、“十五五”期間新增水電裝機8000萬千瓦，估計至少需要配套4000萬的跨區(qū)輸電能力。上述總計需要建設跨區(qū)輸電能力約2億千瓦，考慮產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移、氫能發(fā)展和允許范圍內(nèi)棄風棄光，預計2021-2030年至少建設特高壓直流1.5億千瓦，總投資額約3500-4500億元（含陸上特高壓柔直）。
二是省間現(xiàn)貨市場建設加快要求跨區(qū)輸電能力提升。省間現(xiàn)貨交易電量相當于在原來省間中長期和計劃電量的增量，從而使跨區(qū)通道增加新的潮流。特別對于當前促進新能源進入市場消納的政策環(huán)境下，三北地區(qū)富余新能源電力跨區(qū)交易需求更加迫切，輸電通道不足的矛盾將更加尖銳，將加快推進跨區(qū)輸電能力建設。
