中國儲能網(wǎng)訊：
唐成鵬 王立平 許鳳清 中國南方電網(wǎng)有限責任公司超高壓輸電公司
黃東文 中國南方電網(wǎng)有限責任公司
叢野 華北電力大學
一、引言
為此，本文在剖析現(xiàn)行南方電網(wǎng)“西電東送”跨省跨區(qū)專項工程輸電定價機制在新時期面臨問題的基礎(chǔ)上，結(jié)合美國和歐洲跨國跨州輸電定價的國際實踐經(jīng)驗，提出適應新型電力系統(tǒng)和區(qū)域電力市場不同建設(shè)階段的跨省區(qū)輸電定價機制優(yōu)化建議。
二、現(xiàn)行西電東送跨省區(qū)專項工程輸電定價機制存在的問題分析
目前，南方電網(wǎng)西電東送跨省區(qū)專項輸電工程，主要采用經(jīng)營期法或“準許成本+合理收益”法核定“網(wǎng)對網(wǎng)”和“點對網(wǎng)”輸電通道的單一制電量電價，該定價機制相對簡單，并在前期執(zhí)行中取得了良好效果。2022年7月23日，南方區(qū)域電力市場啟動試運行，標志著全國統(tǒng)一電力市場體系加速構(gòu)建。隨著電力市場化改革的逐步深化，未來各省之間的電力電量交換和價格將逐步由市場競爭機制決定，這使得現(xiàn)行的輸電價格機制面臨以下問題：
一是可能影響電力市場競爭效率，難以適應可再生能源跨省區(qū)消納的要求。單一制電量電價在一定程度上拉高了省外發(fā)電機組在電力市場中供電的短期邊際成本，可能通過改變電力現(xiàn)貨市場中水電等低價機組報價排序的方式削弱其在電力市場中的競爭力，從而提高電力系統(tǒng)總發(fā)電成本和電力市場價格，影響可再生能源的跨省區(qū)消納和資源市場配置效率。
二是可能影響跨省區(qū)專項輸電工程的準許收入回收及其回收風險的公平分擔。專項工程輸電準許收入能否實現(xiàn)與電量電價和送電量直接相關(guān)，在可再生能源規(guī)模日益擴大和市場化交易電量占比不斷提高的背景下，跨省區(qū)專項工程的年輸電量預測不確定性將逐漸增大，單一制電量輸電價格機制不僅為合理確定輸電價格帶來了挑戰(zhàn)，也提高了電網(wǎng)企業(yè)實現(xiàn)準許收入的風險。并且，隨著電力市場化改革速度加快，計劃電量逐步放開，發(fā)電機組（特別是低價可再生能源機組）和電力用戶均存在通過電力市場獲得更高收益的可能，從“誰受益，誰分攤”的原則來看，單一電量電價機制下專項工程準許收入的回收風險僅由電網(wǎng)企業(yè)承擔，未能實現(xiàn)風險的公平分擔。
三是難以促進統(tǒng)一市場環(huán)境下輸電定價機制與輸電容量分配機制的協(xié)同。隨著南方區(qū)域電力市場建設(shè)的不斷加速，跨省計劃電量的逐步放開，“西電東送”跨省輸電通道容量的競爭問題將日益顯著。在由傳統(tǒng)電量交易向分時電力交易過渡的背景下，現(xiàn)行按經(jīng)營期法核定的單一制電量電價機制與未來的跨省輸電權(quán)機制難以有效銜接。
四是難以適應南方區(qū)域統(tǒng)一電力市場環(huán)境。為促進南方區(qū)域電力市場和全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)，輸電價格的設(shè)計和實施也應與電力市場交易機制相協(xié)同，而現(xiàn)行的單一制電量電價機制在市場主體報價、出清計算、交易結(jié)算等多個方面都表現(xiàn)出與電力市場交易機制不契合的特點，需要研究建立更為靈活、多樣的輸電價格機制。
三、跨州跨國輸電定價的國際實踐經(jīng)驗
國際典型電力市場化國家和地區(qū)在電力市場化改革的進程中，也和我國一樣面臨著跨區(qū)域輸電定價機制需要調(diào)整和完善的問題。下面主要對美國和歐洲跨州跨國輸電定價機制設(shè)計和應用的相關(guān)實踐進行梳理。
美國當前的電力批發(fā)市場和零售市場采用自由競爭模式，是由最初的垂直一體化壟斷模式逐漸發(fā)展而來，其跨州（跨市場）輸電定價也隨之逐步變化。在垂直一體化壟斷時期，各個小型的公共事業(yè)公司為保證所轄地區(qū)的電力供應，分別提供兩種不同的跨州（區(qū)）輸電服務(wù)：一種是相鄰公共事業(yè)公司簽訂的協(xié)調(diào)協(xié)議，不需要繳納輸電費用；另一種是按照峰荷責任進行定價的點對點合同路徑輸電服務(wù)，輸電用戶采用疊加計費方式分別向合同路徑中的公共事業(yè)公司支付費用。在電力批發(fā)和零售市場自由競爭時期，隨著經(jīng)濟社會快速發(fā)展，跨電力公司的電力交易日益頻繁，原有的疊加式（Pancaking）輸電費用計算方法在一定程度上降低了跨公司電力交易的效率。此后PJM等市場逐步優(yōu)化原有方式，采取峰荷責任法在市場內(nèi)部核定統(tǒng)一輸電價格；跨市場交易主要采用點對點輸電服務(wù)，其價格形式為單一制的峰谷容量電價。
歐洲統(tǒng)一電力市場的建設(shè)歷程可分為三個階段，分別為國家電力市場建設(shè)階段、區(qū)域電力市場建設(shè)階段和跨國電力市場建設(shè)階段。在國家電力市場建設(shè)階段，跨國輸電交易不頻繁，跨國輸電成本采用經(jīng)過國家及地區(qū)的輸電費疊加計費的方式進行回收。在區(qū)域電力市場建設(shè)階段，跨國輸電交易逐漸增多，跨國輸電容量稀缺問題凸顯。鑒于此階段跨國輸電通道的送電方向相對固定，為促進跨國輸電容量的有效分配，顯式拍賣（Explicit Auction）機制得以被提出，以拍賣不同時段跨國輸電容量的收入作為跨國跨州輸電工程投資成本回收的主要方式。然而，在跨國電力市場建設(shè)階段，受歐洲各國電網(wǎng)耦合程度加深和新能源發(fā)電大規(guī)模并網(wǎng)影響，部分跨國輸電通道的潮流方向不再固定，顯式拍賣的效率逐步下降。并且，由于顯式拍賣將輸電容量分配與電能量交易相割裂，無法傳遞有效的價格信號，所以歐洲部分地區(qū)由顯式拍賣轉(zhuǎn)為基于統(tǒng)一優(yōu)化出清的隱式拍賣（Implicit Auction）機制。目前，歐洲采用顯式拍賣與隱式拍賣相結(jié)合的輸電容量分配方式，顯式拍賣主要應用于跨國雙邊電力交易，隱式拍賣應用于日前市場的耦合出清。在輸電成本回收方面，歐洲現(xiàn)階段主要采用跨國輸電補償機制和顯示/隱式輸電權(quán)拍賣相結(jié)合的方式進行跨國跨州輸電工程投資及運維成本回收。
通過上述國際實踐經(jīng)驗可以看到，在美國、歐洲等典型電力市場化國家或地區(qū)，其跨州、跨國輸電定價機制的設(shè)計和應用都是隨著資源稟賦、電力市場發(fā)展乃至能源政策目標變化而逐步優(yōu)化調(diào)整的，我國的跨省跨區(qū)輸電定價機制也應與全國統(tǒng)一電力市場和新型電力系統(tǒng)建設(shè)等新時期能源政策目標相協(xié)同。
四、新時期南方電網(wǎng)西電東送專項工程輸電定價機制的優(yōu)化建議
南方區(qū)域電力市場建設(shè)起步期建議采取單一制豐枯電量電價輸電定價機制。采取該方案的目的有兩個，其一是為受端電力用戶提供明確的時間信號，促進水電等可再生能源在低谷時段的跨省消納，其二則是促進輸電成本在豐枯期的公平分攤。在進行豐枯輸電定價時，需要重點考慮豐、枯期價格的調(diào)整原則。為實現(xiàn)促進清潔能源消納和市場效率，提高跨省區(qū)輸電工程枯期利用率的目的，在進行價格調(diào)整時，應關(guān)注輸電價格對各交易主體的影響，并滿足兩個約束：一是市場交易可行性約束，即送端電能送出價、跨省區(qū)專項工程豐期輸電價與線損價格之和不高于受端電網(wǎng)燃煤基準價等；二是輸電準許收入回收約束，即因執(zhí)行豐枯電價產(chǎn)生的豐期預期增加收入與枯期預期減少收入的總和不變。
南方區(qū)域電力市場建設(shè)發(fā)展期建議采取兩部制豐枯輸電定價方案。即在保證專項工程輸電年準許收入合理回收的基礎(chǔ)上，將原有的單一電量電價調(diào)整為“電量輸電價+容量輸電價”的兩部制電價，其中電量輸電價隨交易收取，容量輸電價分攤至各省級電網(wǎng)，初期可向受端電網(wǎng)收取。隨著電力市場化改革工作的不斷推進，各類發(fā)電機組陸續(xù)參與區(qū)域電力市場交易，可逐步過渡至向送、受兩端電網(wǎng)收取。豐枯電量電價定價方式與起步期保持一致。采取這一方案的目的一方面是逐步降低電量輸電價格對區(qū)域電力市場交易效率的影響，另一方面為了向分時交易電力市場環(huán)境下的輸電權(quán)機制過渡。
在進行兩部制定價時，第一個關(guān)鍵點是如何確定兩部制電價中電量電價和容量電價的比例。一種思路是參照《區(qū)域電網(wǎng)輸電價格定價辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2020〕100號）的相關(guān)規(guī)定，按照專項工程“折舊費+人工費”和運行維護費的比例確定；另一種思路是將變電站（換流站）投資及運維成本納入容量電價定價，其他成本納入電量電價定價。
第二個關(guān)鍵點是如何確定容量電費在各省分攤的比例。一種思路是，以區(qū)域電網(wǎng)對各省級電網(wǎng)提供安全及可靠性服務(wù)的程度為基礎(chǔ)，綜合考慮跨區(qū)跨省送（受）電量、年最大負荷、省間聯(lián)絡(luò)線備用率和供電可靠性等因素確定；另一種思路是，按照屬地原則，將變電站/換流站相關(guān)成本作為容量電費納入各省進行回收。在實際的方案選擇時，既要考慮各省現(xiàn)行的跨省輸電成本分攤情況，促進電價機制的平穩(wěn)銜接，也要兼顧各省電力用戶的電價承受力，綜合考慮選擇更可行的方案。
在南方區(qū)域電力市場相對成熟期建立輸電權(quán)機制，通過輸電權(quán)分配或拍賣等方式回收專項工程輸電年準許收入。隨著區(qū)域電力市場日漸成熟，跨省計劃電量逐步放開，豐水期等跨省輸電容量稀缺時期的輸電權(quán)分配問題將凸顯，跨省輸電定價機制的設(shè)計也需要和輸電權(quán)機制設(shè)計相協(xié)同。參照歐洲及美國PJM市場的輸電權(quán)實踐經(jīng)驗，結(jié)合統(tǒng)一電力市場的建設(shè)要求，建議在輸電權(quán)機制設(shè)計時，針對國家送電計劃和地方政府間送電協(xié)議等以年或多年為周期的優(yōu)先發(fā)電計劃交易，可按照交易計劃優(yōu)先分配跨省輸電通道的輸電權(quán)，并提前支付輸電費，鎖定一部分輸電收入；對于年或年以內(nèi)的中長期的跨省電力交易，可視市場設(shè)計情況開展日前輸電容量拍賣（顯式拍賣）或考慮合同周期采取“先到先得”等方式分配輸電權(quán)；對于參與區(qū)域電力現(xiàn)貨市場的現(xiàn)貨交易，采用集中優(yōu)化調(diào)度（隱式拍賣）的方式分配跨省輸電容量，并通過拍賣收入或阻塞盈余等方式回收輸電年準許收入。
在輸電權(quán)定價機制方面，為適應我國電網(wǎng)投資效益評價體系的發(fā)展，考慮在輸電權(quán)機制建立初期采取“兩部制”輸電價格機制，待電力現(xiàn)貨市場發(fā)展較為成熟、電網(wǎng)投資監(jiān)管及評價體系發(fā)展較為完善時進一步采取單一制容量電價機制。具體來說，初期在確定容量電費和電量電費回收專項工程年準許收入的比例基礎(chǔ)上，對于基準容量電價，可根據(jù)專項工程年準許收入扣除通過電量電價回收年準許收入的部分，結(jié)合輸電通道年可用輸電容量和利用小時數(shù)確定。后期采取單一制容量電價機制時，可考慮體現(xiàn)專項工程在水電豐、枯季節(jié)提供輸電服務(wù)的邊際成本，采取豐枯電價機制，即適當提高豐水期容量電價，降低枯水期容量電價。例如，豐水期容量電價體現(xiàn)專項工程輸電服務(wù)的“長期邊際成本”，包含現(xiàn)有輸電工程容量成本的分攤部分和輸電工程滿負荷運行時額外增加一單位輸電容量造成的投資成本等，而枯水期則僅回收現(xiàn)有輸電工程容量成本，并使定價能夠保持總體收入平衡。
