中國儲(chǔ)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(shí)輸電價(jià)格，這是新版《跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格定價(jià)辦法》發(fā)布后首次核定跨區(qū)工程定價(jià)。筆者注意到，對(duì)比此前同類工程輸電價(jià)格，此次價(jià)格有較大幅度下降。輸電價(jià)格的下降以及對(duì)于新能源省間交易的特別支持，對(duì)于促進(jìn)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(shè)提速需求更加凸顯。
一、特高壓直流輸電價(jià)格下降明顯
10月2日，發(fā)改委印發(fā)的《關(guān)于陜北-湖北、雅中-江西特高壓直流工程臨時(shí)輸電價(jià)格的通知》中，對(duì)今年建成投運(yùn)的±800千伏陜北-湖北、雅中-江西特高壓直流工程臨時(shí)輸電價(jià)格進(jìn)行了確定。（臨時(shí)輸電價(jià)格是在工程投運(yùn)初期，投運(yùn)以來資產(chǎn)、運(yùn)維成本、收入、輸送電量、線損率等與輸電價(jià)格相關(guān)的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)缺失的情況下，根據(jù)工程的核準(zhǔn)批復(fù)文件、可研報(bào)告及第三方評(píng)估意見、工程性質(zhì)與功能、設(shè)計(jì)施工圖評(píng)審意見等相關(guān)支持性文件資料等核算出來的臨時(shí)電價(jià)。）
其中陜北～湖北工程臨時(shí)輸電價(jià)格為5.12分/kWh（線損率5%），雅中～江西工程臨時(shí)輸電價(jià)格為6.85分/kWh（線損率6%），值得注意的是：上述電價(jià)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(jià)格一般不含線損。
為方便與其它工程價(jià)格進(jìn)行對(duì)比，上述含線損輸電價(jià)格可分解成輸電價(jià)格+損耗成本，損耗成本等于：送端電價(jià)*線損率/(1-線損率)，送端電價(jià)陜西按0.35元/kWh（參照原火電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)）、四川0.26元/kWh（水電全年標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)低值）進(jìn)行簡單測算，兩工程線損折價(jià)分別為1.84分、1.66分，則對(duì)應(yīng)的不含線損輸電價(jià)格為3.28分，5.19分。
對(duì)比同等長度線路（詳細(xì)信息見第三章表1），雅中-江西直流相對(duì)宜賓-金華直流輸電價(jià)格（不含線損）下降約30%，對(duì)比相同投資水平線路的輸電價(jià)格也下降了30%-35%；而陜西-湖北相對(duì)等容量造價(jià)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(jià)格（不含線損）下降幅度也超過30%。雖然此次核定的為臨時(shí)輸電電價(jià)，但也可見2021年10月發(fā)改委正式發(fā)布《跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格定價(jià)辦法》（以下簡稱“新辦法”）之后，跨區(qū)工程輸電價(jià)格下降已成定局。
二、特高壓直流輸電價(jià)格下降原因及影響
（一）影響特高壓直流輸電價(jià)格的因素分析
新辦法發(fā)布之時(shí)，適逢第三監(jiān)管周期即將開啟，目的在于進(jìn)一步完善輸配電價(jià)體系、夯實(shí)輸配電價(jià)改革成果，有力推動(dòng)跨區(qū)電網(wǎng)建設(shè)，更好服務(wù)全國統(tǒng)一電力市場。
根據(jù)辦法，跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格以彌補(bǔ)成本、獲取合理收益為基礎(chǔ)，按照資本金內(nèi)部收益率對(duì)工程經(jīng)營期內(nèi)年度凈現(xiàn)金流進(jìn)行折現(xiàn)，以實(shí)現(xiàn)整個(gè)經(jīng)營期現(xiàn)金流收支平衡為目標(biāo)，核定工程輸電價(jià)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(yùn)行維護(hù)費(fèi)+稅金及附加。輸電價(jià)格計(jì)算公式為：輸電價(jià)格（含增值稅）=年均收入/（設(shè)計(jì)輸電量×（1-定價(jià)線損率）），直流輸電工程設(shè)計(jì)輸電量=設(shè)計(jì)利用小時(shí)×額定容量。設(shè)計(jì)利用小時(shí)按政府主管部門批復(fù)的項(xiàng)目核準(zhǔn)文件確定，文件中未明確的，原則上按4500小時(shí)計(jì)算。
可見，影響特高壓直流工程輸電價(jià)格（不含線損）主要因素有（以下影響幅度值僅為筆者個(gè)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(biāo)，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(jià)格越高。
2.運(yùn)維費(fèi)率。新辦法提出運(yùn)行維護(hù)費(fèi)率按照成本監(jiān)審核定的跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程運(yùn)行維護(hù)費(fèi)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(shí)際核定存量專項(xiàng)工程價(jià)格時(shí)，運(yùn)維費(fèi)率取2.5%。新辦法運(yùn)維費(fèi)率降低0.5%。以雅安-江西為例，按照利用小時(shí)數(shù)4500小時(shí)，此項(xiàng)造成輸電價(jià)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(xiàng)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(xiàng)造成輸電價(jià)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(shí)際利用小時(shí)達(dá)到設(shè)計(jì)值 75%的，資本金收益率參照《省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法（試行）》核價(jià)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(gè)百分點(diǎn)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(xiàng)可能造成輸電價(jià)格降低約0.2-0.3分。
5.輸電小時(shí)數(shù)。原辦法按照工程的功能定位確定價(jià)格機(jī)制，以聯(lián)網(wǎng)功能為主的專項(xiàng)工程按單一容量電價(jià)核定，由聯(lián)網(wǎng)雙方共同承擔(dān)；以輸電功能為主的專項(xiàng)工程按單一電量電價(jià)核定。新辦法規(guī)定跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格實(shí)行單一電量電價(jià)制，工程收益高低將取決于實(shí)際利用小時(shí)，如果利用小時(shí)低于設(shè)計(jì)小時(shí)，將達(dá)不到預(yù)定收益。此辦法促進(jìn)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(shí)際利用小時(shí)達(dá)到設(shè)計(jì)值 75%，則資本金收益率即可參照《省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法（試行）》核價(jià)參數(shù)；而實(shí)際利用小時(shí)達(dá)不到設(shè)計(jì)值 75%的，資本金收益率可適當(dāng)降低。可見原辦法在利用小時(shí)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(shí)數(shù)很可能達(dá)不到設(shè)計(jì)值。對(duì)于其他同等條件下，如果輸送電量僅設(shè)計(jì)者75%，其輸配電價(jià)將相差25%，此項(xiàng)影響非常明顯。
通過上文分析，新辦法對(duì)跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格的定價(jià)有很大程度收緊，從而促進(jìn)輸電價(jià)格產(chǎn)生較大降幅。
（二）輸電價(jià)格下降將產(chǎn)生的影響
1.有助于推動(dòng)全國電力市場的建設(shè)。近日，發(fā)改委、能源局批復(fù)了國家電網(wǎng)公司上報(bào)的《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則》。中央全面深化改革委員會(huì)第二十二次會(huì)議也強(qiáng)調(diào)：加快建設(shè)國家電力市場。跨區(qū)輸電價(jià)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(dòng)，讓送受端在價(jià)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(jià)格下降的同時(shí)，新辦法提出：“對(duì)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(xiàng)工程送電路徑且最優(yōu)價(jià)格路徑已滿送，通過其他具有空余輸送能力的專項(xiàng)工程送電的，仍按最優(yōu)路徑價(jià)格執(zhí)行；在專項(xiàng)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(shí)增加電量輸送的，增送電量可按不高于工程核定輸電價(jià)格的水平執(zhí)行?！笨梢?，對(duì)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(shí)在新的輸電價(jià)格基礎(chǔ)上仍存在價(jià)格下降空間，進(jìn)一步提高了新能源進(jìn)行省間交易的競爭力，能促進(jìn)更大規(guī)模、更低成本消納。
3.為輸電通道建設(shè)預(yù)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(shí)現(xiàn)在同等成本疏導(dǎo)的基礎(chǔ)上，能建設(shè)更多的輸電設(shè)施；同時(shí)，新辦法在特高壓工程輸電能力設(shè)置低限同時(shí)，對(duì)于工程輸電小時(shí)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(shè)，能增加輸電工程資金來源。
（三）相關(guān)建議
整體來說，新辦法在成本、收益控制以及利用小時(shí)方面對(duì)電網(wǎng)公司提出了非常高的要求，特別是對(duì)于每條線路單獨(dú)核價(jià)，低于設(shè)計(jì)電量時(shí)電網(wǎng)公司受到損失，而高于設(shè)計(jì)電量超額收益大頭由政府列入專項(xiàng)，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(jià)格降低空間已見底。促進(jìn)特高壓通道建設(shè)絕不能竭澤而漁，建議：一是國家利用專項(xiàng)金融支持工具，持續(xù)降低特高壓建設(shè)融資成本；二是引入更多的利益主體參與特高壓建設(shè)，如發(fā)改辦運(yùn)行〔2021〕445號(hào)確定的：對(duì)電網(wǎng)企業(yè)建設(shè)有困難或規(guī)劃建設(shè)時(shí)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(shè)，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(diǎn)和發(fā)展預(yù)測
（一）特高壓直流工程大盤點(diǎn)
由于我國能源資源分布與負(fù)荷中心嚴(yán)重失衡，發(fā)展直流特別是特高壓直流成為大規(guī)模遠(yuǎn)距離輸電的首選。2010年±800kV復(fù)奉（向上）直流投產(chǎn)，標(biāo)志我國正式進(jìn)入特高壓直流時(shí)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(luò)。
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(jì)各直流相關(guān)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(diǎn)
注：各線路長度、投資、電價(jià)數(shù)據(jù)來自發(fā)改委等相關(guān)網(wǎng)站
（二）特高壓直流發(fā)展預(yù)測
根據(jù)國網(wǎng)公司“碳達(dá)峰、碳中和”行動(dòng)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(dāng)前尚未見到南網(wǎng)發(fā)布相關(guān)報(bào)告。但是，在雙碳目標(biāo)約束下，預(yù)計(jì)特高壓直流在“十四五”期間將提速，“十五五”期間進(jìn)入快速建設(shè)通道，主要判斷如下：
一是新能源大基地建設(shè)加快要求特高壓直流建設(shè)提速。實(shí)現(xiàn)能源電力深度脫碳目標(biāo)，根據(jù)國網(wǎng)能源院預(yù)測，2030年新能源裝機(jī)總量將達(dá)到16億千瓦（8.3億千瓦光伏、6.8億陸上風(fēng)電、0.9億海上風(fēng)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(yù)計(jì)新能源開發(fā)將以陸上、海上大基地為主，預(yù)計(jì)陸上大基地新能源新增5億千瓦以上，保守估計(jì)50%通過特高壓直流送出，考慮風(fēng)、光、儲(chǔ)配套，實(shí)現(xiàn)風(fēng)、光對(duì)輸電通道復(fù)用（即1千瓦風(fēng)電和1千瓦光伏配置一定儲(chǔ)能，通過錯(cuò)峰，通過1千瓦輸電容量送出，以實(shí)現(xiàn)通道資源最大化利用），樂觀估計(jì)新增輸電線路新能源比例達(dá)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(shí)考慮“十四五”、“十五五”期間新增水電裝機(jī)8000萬千瓦，估計(jì)至少需要配套4000萬的跨區(qū)輸電能力。上述總計(jì)需要建設(shè)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(fēng)棄光，預(yù)計(jì)2021-2030年至少建設(shè)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(shè)加快要求跨區(qū)輸電能力提升。省間現(xiàn)貨交易電量相當(dāng)于在原來省間中長期和計(jì)劃電量的增量，從而使跨區(qū)通道增加新的潮流。特別對(duì)于當(dāng)前促進(jìn)新能源進(jìn)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(jìn)跨區(qū)輸電能力建設(shè)。
