中國儲能網(wǎng)訊：2021年10月，國家發(fā)展改革委員會等九部門發(fā)布的《關(guān)于印發(fā)“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃的通知》中提出，“在三北地區(qū)優(yōu)化推動風(fēng)電和光伏發(fā)電基地化、規(guī)?；_發(fā)，在中東南部地區(qū)重點推動風(fēng)電和光伏發(fā)電就地開發(fā)，在東部沿海地區(qū)積極推動海上風(fēng)電集群化開發(fā)”，明確了“大力推進(jìn)風(fēng)電和光伏基地化開發(fā)，有序推進(jìn)海上風(fēng)電基地建設(shè)，積極推動風(fēng)電分布式就近開發(fā)，依托西南水電基地統(tǒng)籌推進(jìn)水風(fēng)光綜合基地開發(fā)建設(shè)”的可再生能源發(fā)展方式，用以加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，力保如期實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，實現(xiàn)經(jīng)濟社會高質(zhì)量發(fā)展。
在可再生能源基地的大規(guī)模建設(shè)情況下，可再生能源消納、可再生能源發(fā)電成本以及跨省跨區(qū)專項輸電工程投資成本回收問題日益顯著。一方面，截至2023年底，我國可再生能源發(fā)電裝機容量在發(fā)電總裝機中的占比超過50%，歷史性地超過了火電裝機，但目前風(fēng)電、光伏發(fā)電量占全社會用電比重僅突破15%，新能源消納仍存在較大壓力；另一方面，我國大力發(fā)展“可再生能源+儲能”的新模式，外加推動新能源跨省跨區(qū)消納產(chǎn)生的電網(wǎng)投資，使得如何促進(jìn)可再生能源進(jìn)一步消納、合理回收可再生能源發(fā)電成本和跨省跨區(qū)專項輸電工程投資的問題也逐漸凸顯。在此背景下，如何優(yōu)化跨省跨區(qū)送電電價形成機制，以促進(jìn)新能源在更大范圍優(yōu)化配置，成為我國電價改革關(guān)注的熱點問題之一。
跨省跨區(qū)專項工程輸電價格作為終端電價形成的中間環(huán)節(jié)和受管制的公共事業(yè)價格，與電力批發(fā)市場價格共同作用，在實現(xiàn)輸電成本回收等基本功能的同時，影響可再生能源跨省跨區(qū)消納?，F(xiàn)階段的跨省跨區(qū)專項工程輸電價格主要采用以經(jīng)營期方法計算的單一制電量價格，能夠有效提高電網(wǎng)企業(yè)投資效率，在其前期執(zhí)行能夠取得良好的效果，但隨著新型電力系統(tǒng)和電力市場化改革的不斷深化，現(xiàn)行的單一制電量電價可能影響可再生能源資源配置和跨省跨區(qū)專項工程的輸電成本回收，在適應(yīng)我國可再生能源基地建設(shè)和可持續(xù)發(fā)展方面可能存在一定的局限性。
為此，本文在簡要梳理我國跨省跨區(qū)送電基本情況的基礎(chǔ)上，詳細(xì)分析現(xiàn)階段跨省跨區(qū)專項工程輸電價格在促進(jìn)可再生能源外送方面的局限性，并提出我國新時期適應(yīng)可再生能源外送的專項工程輸電價格機制優(yōu)化方向。
我國跨省跨區(qū)送電基本情況
“十五”規(guī)劃以來，為解決地區(qū)間發(fā)展不平衡問題，我國在“十五”規(guī)劃中提出建設(shè)“青藏鐵路”“西氣東輸”“西電東送”和“南水北調(diào)”等新世紀(jì)四大工程，其主要目的之一在于通過將我國西部地區(qū)充裕而低價的能源和水力資源等輸送至東部經(jīng)濟發(fā)達(dá)但資源不足的地區(qū)，在保障東部能源供給充裕性的同時，帶動西部地區(qū)經(jīng)濟騰飛，促進(jìn)我國東部和西部地區(qū)均衡發(fā)展。近年來，我國新型電力系統(tǒng)建設(shè)不斷深化，跨省區(qū)送電的電源結(jié)構(gòu)和電網(wǎng)形態(tài)發(fā)生深刻變化，促進(jìn)可再生能源在更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置成為了現(xiàn)階段跨省跨區(qū)專項工程的重要目標(biāo)之一。
我國發(fā)電資源和負(fù)荷分布情況
整體來看，我國能源資源稟賦和負(fù)荷呈逆向分布，這一特點決定了我國利用輸電工程進(jìn)行跨省跨區(qū)送電是現(xiàn)階段我國電力行業(yè)發(fā)展和新型電力系統(tǒng)建設(shè)的必由之路。
從我國發(fā)電資源稟賦情況來看，煤炭資源集中在山西、內(nèi)蒙古、新疆、陜西等北部地區(qū)，水能資源集中在西藏、四川、云南、青海等西部地區(qū)，東中部地區(qū)能源資源比較匱乏，風(fēng)電資源集中在我國三北地區(qū)，而光伏資源多分布于我國西部和西北部地區(qū)。目前，我國已逐步建成十三大水電基地、九大煤電基地、九大可再生能源基地以及五大海上風(fēng)電能源基地等。
從電力負(fù)荷分布情況來看，我國的用電負(fù)荷主要分布在珠三角和長三角等東部沿海地區(qū)，從用電負(fù)荷來看，2023年南方區(qū)域統(tǒng)調(diào)最大負(fù)荷為2.46億千瓦，華東區(qū)域2022年統(tǒng)調(diào)最大負(fù)荷約為2.82億千瓦。2023年我國統(tǒng)調(diào)最大高負(fù)荷約為13.7億千瓦，在不考慮時段因素的情況下，華東區(qū)域和南方區(qū)域的統(tǒng)調(diào)最大負(fù)荷占全國統(tǒng)調(diào)最大負(fù)荷的比例約為18.0%和20.6%。從用電量情況來看，根據(jù)相關(guān)統(tǒng)計，我國用電量占比最高的地區(qū)一般分布在長三角和珠三角地區(qū)，排名前四的省份分別為廣東、山東、江蘇和浙江。
我國主要跨省跨區(qū)輸電通道情況
為促進(jìn)“西電東送”工程的順利實施，我國逐漸形成了以跨省跨區(qū)專項工程送電為主體的跨區(qū)送電通道。
具體來說，根據(jù)我國能源資源和電力負(fù)荷分布特征，為了將西北部、中部和西南部的能源資源通過電能形式輸送至東部經(jīng)濟相對發(fā)達(dá)、資源相對貧乏地區(qū)，我國形成了“西電東送”南、中、北三條跨區(qū)送電通道。其中，北通道主要承擔(dān)黃河上中游水電和陜西、山西以及內(nèi)蒙古火電向華中、華北以及東北送電，主要包含呼遼±500千伏直流、錦界府谷500千伏交流等輸電工程；中通道主要承擔(dān)三峽和金沙江干支流水電送往華東地區(qū)，主要包含葛南±500千伏直流、龍政±500千伏直流等輸電工程；南通道承擔(dān)西南水電以及云南、貴州兩省坑口火電廠的電能送往廣東，主要包含江城±500千伏直流、新東±800千伏直流等輸電工程。
隨著新型電力系統(tǒng)不斷建設(shè)，我國能源建設(shè)重點逐漸從化石能源轉(zhuǎn)向可再生能源，逐漸形成了九大可再生能源基地和五大海上風(fēng)電能源基地，為此，保障可再生能源消納和送出成為現(xiàn)階段我國跨省跨區(qū)專項工程的重要目標(biāo)之一。目前，可再生能源基地和其送出工程仍在不斷地建設(shè)和完善中，典型的例如冀北可再生能源基地的張北±500千伏柔性直流配套工程、張雄1000千伏特高壓交流輸電工程等；河西走廊可再生能源基地的酒湖±800千伏特高壓直流、隴東-山東±800千伏特高壓直流等配套送出輸電工程；金沙江上游可再生能源基地則主要依托正在修建的金上-湖北±800千伏特高壓直流輸電工程實現(xiàn)可再生能源的送出與消納。
我國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價機制發(fā)展情況
我國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價機制的演變隨著電力體制改革進(jìn)程主要分為3個階段。
第一階段，在2017年的第一個輸配電價監(jiān)管周期前，我國跨區(qū)跨省專項工程的輸電價格根據(jù)跨省跨區(qū)輸電工程不同的功能定位，在定價上分別采用了單一制容量電價、單一制電量電價和兩部制輸電價的價格形式。主要功能定位于聯(lián)網(wǎng)備用的“網(wǎng)對網(wǎng)”的輸變電工程，采用單一制容量電價方式，由聯(lián)網(wǎng)受益的省級電網(wǎng)承擔(dān)；主要功能定位于既聯(lián)網(wǎng)備用、又承擔(dān)輸送電能的“網(wǎng)對網(wǎng)”輸變電工程，一般采用兩部制輸電價格形式，容量電價由受益的省級電網(wǎng)承擔(dān)，電量電價由受電省承擔(dān)；主要功能定位于輸送電能的“點對網(wǎng)”輸變電工程，一般采用單一制電量電價形式，由受電省份承擔(dān)。
第二階段，新一輪電力體制改革中開始對輸配電環(huán)節(jié)實施獨立價格監(jiān)管。2017年12月29日，國家發(fā)改委發(fā)布《跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法（試行）》（發(fā)改價格規(guī)[2017]2269號），對我國跨省跨區(qū)專項輸電工程定價進(jìn)行了進(jìn)一步規(guī)范和優(yōu)化。在輸電價格的計算方法方面，文件提出對于新投產(chǎn)的跨省跨區(qū)專項工程輸電價格按照經(jīng)營期定價法核定；在輸電價格形式方面，文件提出跨省跨區(qū)專項工程價格形式按功能核定，執(zhí)行單一制電價。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(dān)；以輸電功能為主的專項工程按單一電量電價核定，并根據(jù)文件的要求對原有的跨省跨區(qū)專項輸電工程輸電價格進(jìn)行了重新核定。
第三階段，為進(jìn)一步提升跨省跨區(qū)專項工程輸電價格核定的科學(xué)性和合理性，國家發(fā)改委于2021年10月頒布《跨省跨區(qū)專項工程輸電定價辦法》（發(fā)改價格規(guī)[2021]1455號）對定價范圍進(jìn)行明確的界定，跨省跨區(qū)專項工程主要是指以送電功能為主的跨區(qū)域電網(wǎng)工程，以及送受端相對明確、潮流方向相對固定的區(qū)域內(nèi)跨省輸電工程，并實行單一制電量電價；可再生能源增量現(xiàn)貨交易的最優(yōu)路徑已滿時，若通過其他具有空余輸電能力的專項工程進(jìn)行送電，仍按照最優(yōu)路徑進(jìn)行結(jié)算。至此，我國形成了較為完整的跨省跨區(qū)專項工程輸電價格體系與定價機制。然而，在新型電力系統(tǒng)建設(shè)背景下，現(xiàn)行跨省跨區(qū)專項工程輸電價格在促進(jìn)可再生能源外送方面存在一定的局限性。
現(xiàn)行跨省跨區(qū)專項工程輸電價格
對促進(jìn)可再生能源外送的局限性
我國現(xiàn)階段的跨省跨區(qū)專項工程輸電價格主要采用的以經(jīng)營期方法定價的單一制電量輸電價，該計算方法相對簡單，并在前期執(zhí)行中取得了良好的效果。然而，隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)和電力市場化改革的逐步深化，未來我國各省之間的電力電量交換和電價將逐步由市場競爭機制決定，現(xiàn)行采用的跨省跨區(qū)專項工程單一制電量輸電價格定價機制將可能在促進(jìn)可再生能源資源配置、在保障專項輸電工程準(zhǔn)許收入回收方面以及在促進(jìn)跨省跨區(qū)電力市場建設(shè)方面存在一定的局限性。
在助力可再生能源資源優(yōu)化配置方面。以省間電力現(xiàn)貨交易為例，作為我國電力現(xiàn)貨市場體系中重要組成部分，省間電力現(xiàn)貨交易為跨省跨區(qū)資源互濟提供了市場化手段。在省間電力現(xiàn)貨市場情況下，可再生能源大基地與受端省份進(jìn)行跨省跨區(qū)電力交易，受端省份的買方報價通過扣除跨省跨區(qū)專項工程輸電價格折算到可再生能源大基地所在的賣方省份，進(jìn)行高低匹配，最后一筆成交交易對買賣雙方價格的平均值為該賣方節(jié)點的出清價格，如下圖所示。
從下圖可以看出，買方報價經(jīng)跨省跨區(qū)專項工程電量輸電價折算后，將導(dǎo)致省間交易電量比采用電量輸電價之前有所下降（從q2降到q1），可能使得部分時段可再生能源基地中的部分發(fā)電容量無法中標(biāo)，即跨省跨區(qū)專項工程電量輸電價格以“交易稅”的形式，即提高省間市場交易成本的方式降低省間市場交易電量，從而影響可再生能源基地的投資成本回收和更大范圍資源優(yōu)化配置。
在保障專項輸電工程準(zhǔn)許收入回收方面。具體來說有兩個方面的問題：
一是新增投資計算方法與新型電力系統(tǒng)建設(shè)存在一定的不適應(yīng)性。隨著我國“雙碳”目標(biāo)和新型電力系統(tǒng)建設(shè)等戰(zhàn)略的提出，為容納可再生能源基地的接入和發(fā)電，電網(wǎng)的接入及容量投資需求將快速增長。但由于可再生能源發(fā)電出力具有隨機性、波動性以及間歇性，導(dǎo)致其發(fā)電年利用小時數(shù)相對較低，并且可再生能源基地通常遠(yuǎn)離負(fù)荷中心，其配套建設(shè)的送出通道利用率也相對較低，導(dǎo)致可再生能源外送的專項工程相較于其他專項工程的投資成本相對較高，使得可再生能源送出的專項工程投資回收難以與終端用電量增長直接掛鉤。因此，在我國目前以輸配電網(wǎng)投資與電量掛鉤的機制下，未來能夠納入核價范圍的電網(wǎng)投資規(guī)模將難以滿足可再生能源大基地接入帶來的投資需求，這與新型電力系統(tǒng)建設(shè)存在一定的不適應(yīng)性。
二是單一制電量輸電價使得準(zhǔn)許收入的合理回收存在一定的不確定性。現(xiàn)階段我國跨省跨區(qū)專項工程主要采用經(jīng)營期法核定的單一制電量輸電價，影響專項工程電量輸電價格水平的關(guān)鍵因素為輸電工程的年準(zhǔn)許收入和預(yù)測送電量，而預(yù)測送電量的水平則會受到送端發(fā)電機組發(fā)電能力和受端電力市場的負(fù)荷需求的影響。在電源發(fā)電能力方面，可再生能源基地的發(fā)電機組主要由大型水電和風(fēng)光機組組成，其發(fā)電出力受到風(fēng)光資源稟賦和水電來水情況的影響；在受端市場的供需關(guān)系方面，隨著我國電力市場化改革的不斷深入，計劃電量的不斷放開，發(fā)電機組跨省跨區(qū)送電量也將逐漸受電力市場供需關(guān)系的影響。鑒于我國近年包括西南來水不確定性增大及東部沿海地區(qū)持續(xù)高溫等氣候反常現(xiàn)象時常發(fā)生，使得跨省跨區(qū)專項輸電工程的年輸電量預(yù)測存在較大的不確定性，此時采取原有的單一制電量輸電價格將加大核價工作量和不確定性，進(jìn)而影響專項工程輸電年準(zhǔn)許收入的合理回收。
在促進(jìn)跨省跨區(qū)電力市場建設(shè)方面，隨著我國電力市場建設(shè)不斷深入，跨省跨區(qū)電力市場交易逐漸由電量交易轉(zhuǎn)變?yōu)榉謺r段的電力交易，原有的計劃交易將逐步演變?yōu)橹虚L期合同交易和電力現(xiàn)貨交易等多種模式，為解決由此產(chǎn)生的輸電通道容量分配問題，跨省跨區(qū)輸電權(quán)機制將逐漸得到應(yīng)用和實施，若專項工程輸電價格仍采用單一制電量電價的價格形式，將無法與分時開展的、計及通道輸電容量的輸電權(quán)機制相適應(yīng)，難以促進(jìn)專項工程輸電通道容量的合理分配，不利于輸電權(quán)機制的建立與運行。
對適應(yīng)可再生能源外送的專項
工程輸電定價機制的建議
結(jié)合我國跨省跨區(qū)輸電的基本情況和現(xiàn)階段跨省跨區(qū)專項工程輸電價格對于可再生能源基地發(fā)展的不適應(yīng)性，提出兩點完善和改進(jìn)的建議：
優(yōu)化可再生能源外送的專項工程輸電價格結(jié)構(gòu)。為保障可再生能源基地可持續(xù)性發(fā)展和新能源資源的優(yōu)化配置，以及適應(yīng)我國未來跨省跨區(qū)輸電權(quán)機制的建設(shè)，建議結(jié)合電力市場發(fā)展進(jìn)程，逐步調(diào)整跨省跨區(qū)專項工程輸電價格由現(xiàn)行的單一制電價向兩部制電價過渡。其中電量輸電價可結(jié)合可再生能源基地的電源結(jié)構(gòu)和受端地區(qū)的負(fù)荷特性采用分時定價機制，當(dāng)可再生能源基地的電源結(jié)構(gòu)主要以水電為主時，可根據(jù)水電來水特點設(shè)計豐枯分時輸電定價機制，通過區(qū)分豐水期和枯水期的輸電價格，促進(jìn)水電跨省區(qū)消納；當(dāng)可再生能源基地的電源結(jié)構(gòu)主要以風(fēng)電光伏為主時，可根據(jù)風(fēng)電光伏大發(fā)時段設(shè)計峰谷分時輸電定價機制，通過降低大發(fā)時段的輸電價格，促進(jìn)風(fēng)電光伏進(jìn)一步消納。在容量電費分?jǐn)偡矫?，可根?jù)“誰受益，誰分?jǐn)偂钡某杀痉謹(jǐn)傇瓌t，通過設(shè)計包含環(huán)境效益、社會效益、直接或間接經(jīng)濟效益等多維度超額收益，將容量電費分?jǐn)傊潦芏穗娋W(wǎng)的電力用戶，并基于“誰受益、誰分?jǐn)偂钡脑瓌t，逐步探索向發(fā)電側(cè)疏導(dǎo)部分輸電成本。
完善可再生能源外送的專項工程投資評價體系。隨著可再生能源基地大規(guī)模接入電網(wǎng)，現(xiàn)行的可再生能源外送的專項工程新增投資計算方法存在一定的局限性，應(yīng)完善可再生能源外送的專項工程投資效益評價體系。一方面，可再生能源基地送出工程的投資效益評價指標(biāo)應(yīng)隨我國新型電力系統(tǒng)和電力市場的深入建設(shè)進(jìn)一步細(xì)化，從不同利益主體和不同時間/空間尺度出發(fā)，更為具象地展現(xiàn)可再生能源基地送出工程的投資效益，協(xié)助其投資決策。另一方面，在設(shè)計投資效益評價指標(biāo)時不應(yīng)只局限于對于項目獲利能力的評價指標(biāo)，還要考慮送出工程投資建設(shè)對于新型電力系統(tǒng)和電力市場建設(shè)的影響，例如對于可再生能源消納的影響、社會福利的影響等，通過建立多元化的投資效益評價指標(biāo)，從而提高專項工程投資建設(shè)水平和建設(shè)效率，進(jìn)而促進(jìn)新型電力系統(tǒng)有效建設(shè)和“雙碳”目標(biāo)的加速實現(xiàn)。
