跨國跨州/跨省跨區(qū)輸電定價機制及對中國專項工程定價的啟示

朱一兵，叢 野，張粒子，胡娛歐，張 晶，崔福博

（1.華北電力大學電氣與電子工程學院,北京市 102206；2.華北電力大學現(xiàn)代電力研究院,北京市 102206；3.國家電網(wǎng)有限公司華北分部,北京市 100053）

0 引言

在全球能源發(fā)展面臨資源緊張、氣候變化和環(huán)境污染等三大難題時,推動能源低碳轉型,實現(xiàn)綠色、可持續(xù)發(fā)展成為人類社會的共同事業(yè)。根據(jù)國際可再生能源署（International Renewable Energy Agency,IRENA）發(fā)布的《2022 年世界能源轉型展望》報告,可再生能源在全球能源結構中的份額將從2019 的19%增加到2050 年的79%［1］。

為實現(xiàn)“30·60”雙碳目標,統(tǒng)籌推進能源轉型,國家提出構建新型電力系統(tǒng),逐步降低化石能源消耗,提高新能源發(fā)電占比。然而,中國新能源資源稟賦和能源需求呈逆向分布,只有加強跨省跨區(qū)輸電通道建設,積極開展跨省跨區(qū)電力交易才能更為有效地促進新能源消納,實現(xiàn)能源資源在全國范圍內的優(yōu)化配置。為此,國家發(fā)展和改革委員會于2022年印發(fā)《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》,明確提出要加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系,實現(xiàn)電力資源在更大范圍內共享互濟和優(yōu)化配置,以建設有更強新能源消納能力的新型電力系統(tǒng)［2］。作為跨省跨區(qū)電能交易價格的重要組成部分,跨省跨區(qū)輸電定價機制的合理性不僅影響相關投資和運行維護成本的合理回收,還會影響電能資源在更大范圍配置的效率。

在跨省跨區(qū)輸電定價機制的研究方面,國內目前已有較多的研究成果,主要集中在價格形式和定價機制方面［3-12］。在價格形式方面,文獻［3-4］提出跨省跨區(qū)專項工程輸電價格采用單一制輸電價格的建議,其中,文獻［3］針對單一制電量電價、兩部制輸電價格和單一制容量電價是否符合“價格反映成本”的定價基本原則進行分析后,建議采取單一制容量電價,并提出以送電功能為主的跨省跨區(qū)專項工程應由受端省份或區(qū)域電網(wǎng)承擔全部輸電費用；文獻［4］首先總結了國外跨區(qū)輸電價格體系,并根據(jù)中國跨省跨區(qū)交易價格的特點和交易定價目標,提出跨省跨區(qū)專項工程應采用單一制電量電價,并考慮適時收取安全費。文獻［5-10］提出跨省跨區(qū)專項工程應采用兩部制輸電價格。其中,文獻［5］對新增跨省跨區(qū)專項工程建立了基于分層送電曲線的兩部制輸電價格定價機制；文獻［6］分析了不同容量電費占比下兩部制電價對準許收入回收的影響；文獻［7］提出了容量電費與電量電費的比例應按照折舊費和人工費的加和與不含人工費的運行服務費的比例進行計算；文獻［8］建立了基于一維搜索算法及多時段電能量與備用聯(lián)合經濟調度模型的跨省跨區(qū)專項工程兩部制電價優(yōu)化模型,并確定了兩部制輸電價格中電量電費回收準許收入的臨界點。文獻［9-10］提出容量電費和電量電費的比例應根據(jù)實際交易情況確定。其中,文獻［9］提出可以采用增加安全電費的三部制輸電價格；文獻［10］提出容量電費由受益的省級電網(wǎng)承擔,電量電費則由購電省份承擔。在定價機制方面,文獻［11］提出了依據(jù)沉沒成本和新增成本的兩部制價格模型,將新增成本和必要收益作為容量電費的基礎,將沉沒成本以電量電費的形式進行收取；文獻［12］通過梳理國外的實際做法和存在的問題,指出中國輸電定價機制應合理設計定價區(qū),明確輸電服務的權利以及定價方法應反映用戶對電網(wǎng)潮流的使用程度。

綜上,現(xiàn)有文獻在針對跨省跨區(qū)輸電定價機制研究時,大多集中在對準許收入回收和成本公平分攤等輸電定價基本原則方面存在的問題進行分析,尚缺乏對國外典型電力市場跨國（州）、跨市場輸電定價機制,隨其電力體制變化和電力市場發(fā)展情況等逐步調整的實踐經驗梳理,同時,未提出對中國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價的經驗啟示以及對未來發(fā)展方向的展望。為此,本文在分析中國現(xiàn)行的跨省跨區(qū)專項工程輸電定價機制在新型電力系統(tǒng)和全國統(tǒng)一電力市場建設的背景下所面臨問題的基礎上,對中國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價的后續(xù)研究方向進行展望。

1 國內外跨省跨區(qū)和跨國跨州輸電工程現(xiàn)狀

跨省跨區(qū)和跨國跨州輸電工程定價機制與其輸電工程發(fā)展情況、功能定位和輸電網(wǎng)結構等方面密切相關。現(xiàn)階段,中國跨省跨區(qū)與美國、歐洲以及澳大利亞等跨國跨州輸電工程既存在相似之處,又有所區(qū)別。

1）中國跨省跨區(qū)輸電工程現(xiàn)狀

總體來看,中國跨省跨區(qū)輸電工程主要分為區(qū)域共用網(wǎng)絡和跨省跨區(qū)專項輸電工程2 類。

區(qū)域共用輸電網(wǎng)絡根據(jù)文獻［13］的相關定義,主要指的是保障省級電網(wǎng)安全運行和提供輸電服務的區(qū)域電網(wǎng)和相關省級電網(wǎng)所屬的500 kV 或750 kV 跨省交流共用輸電網(wǎng)絡,以及納入國家規(guī)劃的1 000 kV 特高壓跨省交流共用輸電網(wǎng)絡。其中,東北和西北電網(wǎng)主要以消納新能源和電力送出為主；華北、華東和華中主要以保證用電需求和安全為主。

跨省跨區(qū)專項工程根據(jù)文獻［14］的相關定義,主要指的是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)域內跨省輸電工程,并按照規(guī)劃設計之初的功能定位,可分為“點對網(wǎng)”專項輸電工程和“網(wǎng)對網(wǎng)”專項輸電工程等。其中,“點對網(wǎng)”專項輸電工程一般指的是具有配套電源和固定送電方向的、以送電功能為主的跨省跨區(qū)輸電工程,如陽城、錦界以及白鶴攤等送出工程；“網(wǎng)對網(wǎng)”專項輸電工程一般存在電能輸送和聯(lián)網(wǎng)互濟2 種功能,其中,具備電能輸送功能的“網(wǎng)對網(wǎng)”專項輸電工程包括錦蘇直流、復奉直流和南方電網(wǎng)的“西電東送”專項輸電工程等,以聯(lián)網(wǎng)工程為主的“網(wǎng)對網(wǎng)”專項輸電工程包括華北和東北聯(lián)網(wǎng)工程、華中和華東聯(lián)網(wǎng)工程等。

2）國外跨國跨州輸電工程現(xiàn)狀

從國外典型電力市場化國家及地區(qū),例如美國和歐洲等的實踐情況來看,各國均根據(jù)其經濟社會發(fā)展的需要建設了跨國（州）、跨市場輸電工程。其功能主要分為3 類:第1 類是用于區(qū)域市場內部的跨州電能輸送,保證區(qū)域市場內部各州的用電需求和電力系統(tǒng)安全可靠運行,與中國區(qū)域共用輸電網(wǎng)絡類似；第2 類是用于跨國（州）、跨市場電能輸送,實現(xiàn)電力資源在更大范圍內的優(yōu)化配置,與中國以送電為主的跨省跨區(qū)專項工程類似；第3 類則用于區(qū)域電力系統(tǒng)相互連接,用以提高區(qū)域電力系統(tǒng)的供電可靠性或緩解市場阻塞情況等,與中國以聯(lián)網(wǎng)功能為主的跨省跨區(qū)專項工程類似。

例如,美國賓夕法尼亞—新澤西—馬里蘭（Pennsylvania-New Jersey-Maryland,PJM）、中西部獨立系統(tǒng)運營商（midwest independent system operator,MISO）、加州獨立系統(tǒng)運營商（California independent system operator,CAISO）等區(qū)域市場運行范圍內的區(qū)域輸電工程主要分為市場內部的跨州輸電工程和區(qū)域市場間的跨市場輸電工程2 類。其中,區(qū)域市場內部的跨州輸電工程與中國區(qū)域共用輸電網(wǎng)絡功能類似,其功能主要為向區(qū)域市場內部的輸電用戶提供電量輸送和系統(tǒng)安全及可靠性服務,例如,PJM 區(qū)域電力市場內部的跨州輸電工程；區(qū)域市場間的跨市場輸電工程與中國的跨省跨區(qū)專項工程類似,其功能主要為實現(xiàn)2 個區(qū)域電力市場之間的電能余缺互濟、互為備用以及提高2 個區(qū)域電力系統(tǒng)運行穩(wěn)定性等,例如,PJM-MISO 跨市場的密歇根城—特雷爾溪—博斯曼138 kV 輸電線路（Michigan City-Trail Creek-Bosserman 138 kV line）［15］,屬于聯(lián)網(wǎng)工程范疇。

英國的輸電網(wǎng)由于地理分布等原因由2 部分組成:一部分為由英國國家電網(wǎng)公司統(tǒng)一調度的英格蘭—威爾士輸電網(wǎng)和蘇格蘭輸電網(wǎng)；另一部分為北愛爾蘭輸電網(wǎng)。目前,英國擁有1 條國內高壓直流線路和4 條跨國直流輸電線路,與中國的跨省跨區(qū)專項工程類似。其中,1 條高壓直流線路主要連接蘇格蘭與英格蘭,用于將蘇格蘭的風電輸送到英格蘭的負荷中心,屬于送電工程范疇；4 條跨國直流輸電線路分別連接愛爾蘭、北愛爾蘭、法國以及荷蘭,主要為緩解各國國內交流電網(wǎng)阻塞,以降低因阻塞而引起的再調度成本［16］,屬于聯(lián)網(wǎng)工程范疇。

歐洲各國的資源稟賦差異較大,如歐洲北海東西海岸及愛爾蘭地區(qū)的風電資源較為豐富,北歐地區(qū)水電資源豐富,地中海地區(qū)的太陽能資源較為集中,使得歐洲各國的電力裝機結構和發(fā)電能力存在較大差異。為實現(xiàn)電力資源在歐洲范圍內的優(yōu)化配置,歐洲各國逐漸開始進行跨國輸電交易。目前,歐洲跨國輸電線路已超過400 條,覆蓋36 個國家和43 個輸電系統(tǒng)運營商（transmission system operator,TSO）。歐洲跨國輸電工程與中國的跨省跨區(qū)專項工程類似,其功能主要是將電能從能源資源富集國家及地區(qū)輸送至負荷中心區(qū),屬于送電工程范疇。

澳大利亞為促進國內能源資源的優(yōu)化配置,加強國內各區(qū)域的電力聯(lián)系,目前已形成了昆士蘭、塔斯馬尼亞、南澳、新南威爾士、澳大利亞首都地區(qū)以及維多利亞等6 個行政區(qū)域互聯(lián)的跨區(qū)域電網(wǎng),各區(qū)域通過跨區(qū)域輸電工程相互連接。澳大利亞跨區(qū)域輸電工程與中國的跨省跨區(qū)專項工程類似,根據(jù)其功能主要分為2 類:一類用于將電能從新能源富集區(qū)域輸送至負荷中心區(qū)域,例如,昆士蘭—新南威爾 士 跨 區(qū) 域 輸 電 工 程（Queensland-NSW Interconnector）［17］,屬于送電工程范疇；另一類用于實現(xiàn)各區(qū)域之間的電能互濟,改善電力系統(tǒng)穩(wěn)定性等,例如,達林頓點—迪納萬330 kV 輸電線路（Darlington Point to Dinawan 330 kV transmission line）［18］,屬于聯(lián)網(wǎng)功能范疇。

2 美國跨州（市場）輸電定價的歷史沿革

美國作為聯(lián)邦制國家,其電力體制和能源政策受到地理環(huán)境和經濟發(fā)展的影響,由受監(jiān)管的垂直一體化地理壟斷市場逐漸轉變?yōu)橐肱l(fā)和零售自由競爭的市場。為促進跨電力公司電力交易的順利開展,其跨州（跨市場）輸電定價機制不斷優(yōu)化、完善。

2.1 區(qū)域輸電組織建立前的輸電定價

美國在電力行業(yè)發(fā)展早期存在著大量發(fā)輸配售垂直一體化的電力公司。各個電力公司在進行跨州輸電時,起初將輸電服務與電能產品相互捆綁進行電能外售,制定統(tǒng)一的跨州送電價格,即向用戶出售電力的零售價格基于其整體的會計成本（發(fā)電、輸電以及配電成本）,輸電價格作為零售價格的一部分與其他價格“捆綁”在一起,并不單獨核定。

出于經濟利益最大化和維持電網(wǎng)可靠性等目的,大多數(shù)電力公司向相鄰的電力公司以及市政和合作配電公司提供2 種“非捆綁”輸電服務,分別為協(xié)調協(xié)議服務（coordination agreements）和點對點合同路徑輸電服務（point-to-point contract path transmission service agreements）。

1）協(xié)調協(xié)議服務

協(xié)調協(xié)議指的是相鄰電力公司所簽訂的輸電和供電協(xié)議。由于各電力公司在同一時段的發(fā)電煤耗微增率可能存在差異,簽訂協(xié)調協(xié)議能夠使得相鄰電力公司在所經營的地區(qū)更有效率地利用各自的發(fā)電能力和成本優(yōu)勢進行電能互送交易,通過利潤共享的方式互利互惠。對于協(xié)調協(xié)議服務,各電力公司互不收取輸電服務費。

2）點對點合同路徑輸電服務

隨著經濟社會快速發(fā)展,美國各州的電力電量需求激增,考慮到美國各電力公司所屬地區(qū)的發(fā)電資源分布不均,電能的跨公司乃至跨州交易的重要性逐漸凸顯。為了適應跨州電力交易的需求,點對點合同路徑輸電服務應運而生。點對點合同路徑輸電服務是指從特定發(fā)電廠或與相鄰輸電公司互聯(lián)的點向特定配電公司輸電的服務。在輸電定價方面,點對點合同路徑輸電服務采用峰荷責任法定價,輸電用戶根據(jù)其用電負荷對于整個系統(tǒng)負荷高峰時段的最高用電負荷的貢獻程度支付輸電費用,即如果系統(tǒng)最高用電負荷為10 GW,且在該時段點對點合同路徑輸電服務的用戶負荷為1 GW,則點對點合同路徑輸電服務的準許收入即為輸電線路總準許收入的10%,輸電總準許收入如式（1）所示。

式中:R為輸電線路的年度總準許收入；Ot為輸電線路的年度運營成本；r為資本投資回報率；d為年度折舊率；KT為輸電設施的原始投資成本；d-t為基于原始成本的歷史折舊率。

購買輸電服務的用戶所支付的輸電價格根據(jù)點對點合同路徑輸電服務的準許收入進行核定,采取單一制容量電價定價,核定的單位兆瓦容量價格為輸電用戶的年輸電服務價格,并且年輸電服務價格可以均分為月輸電價格和日輸電價格。輸電用戶可以根據(jù)電力公司提供的容量和所需要的傳輸時限,購買1 日、1 星期、1 年甚至幾年的輸電服務。

若用戶購買的跨州輸電服務途經多個電力公司經營范圍內的輸配電網(wǎng),則須分別在各電力公司購買點對點合同路徑輸電服務,總輸電費用為輸電用戶所支付的各段輸電費用之和,該定價方式通常被稱為“攤煎餅”（pancaked）定價［19］。

2.2 區(qū)域輸電組織建立后的輸電定價

隨著經濟社會進一步發(fā)展,美國各地區(qū)用電需求大幅增長,此時能源資源稟賦差異產生的電能供需矛盾凸顯,電能進行跨州傳輸?shù)男枨蠹ぴ?而當時的電力體制和電價機制在一定程度上阻礙了電能資源在更大范圍的優(yōu)化配置。例如,原有的“攤煎餅”定價方式在進行遠距離輸電時將造成較高的“壁壘”,影響跨州輸電交易；由于大量的小型電力公司所負責的電網(wǎng)設施老舊、連接復雜,使得電力系統(tǒng)可靠性問題也愈發(fā)增多,需要大量的投資對其進行維護。

為解決包括上述問題在內的諸多電力市場交易問題,提高電力資源在更大范圍內的配置效率,美國國會于1978 年出臺《公共事業(yè)監(jiān)管法案（Public Utility Regulatory Policy Act）》［20］,旨在形成自由競爭的發(fā)電側市場,為之后的電力市場化改革奠定了重要基礎。1996 年,聯(lián)邦能源管理委員會（Federal Energy Regulatory Commission,FERC）頒布了888號法令（Order 888）和889 號法令（Order 889）,將發(fā)電部分和輸電部分從供給形式上進行分離,并且組建獨立系統(tǒng)運營商（independent system operator,ISO）,正式拉開美國電力工業(yè)全面市場化的序幕［21-22］。 1999 年2 月,FERC 頒 布2000 號 法 令（Order 2000）,提出由小型電力公司組建成大型區(qū)域輸電組織,逐漸形成PJM、MISO 以及CAISO 等區(qū)域電力市場［23］。

區(qū)域輸電組織建成后,美國各區(qū)域電力市場的輸電服務一般分為市場內部的跨州輸電服務和區(qū)域市場之間的跨市場輸電服務2 類,并形成了由市場內部的跨州輸電價格和區(qū)域市場間的跨市場輸電價格構成的跨州跨市場輸電價格體系。在核算內部跨州輸電和跨市場輸電價格時,主要遵循以下步驟和方法。

1）成本分攤

各區(qū)域市場的輸電成本分攤過程主要分為2 部分:首先,將跨市場輸電工程的相關成本分攤至各區(qū)域市場；其次,將該部分成本與市場內部的跨州輸電成本按照相應的輸電成本分攤方法,分攤至市場內相關的輸電區(qū)域。

各區(qū)域市場間進行的跨市場輸電成本分攤主要基于FERC 制定的跨區(qū)域輸電成本分攤6 項基本原則［24］,即通過與相鄰的市場分別簽署聯(lián)合運營協(xié)議（joint operating agreement）,有針對性地確定跨市場輸電成本分配方法［25］。以PJM 與MISO 市場為例,在進行跨市場輸電成本分攤時,主要按照跨市場輸電資產的功能與目的在相鄰2 個市場之間進行分攤,分攤依據(jù)主要包括基于提升各區(qū)域市場電力系統(tǒng)運行穩(wěn)定性的貢獻程度、各區(qū)域市場所減少的發(fā)電成本和用電成本比例,以及緩解各區(qū)域市場阻塞情況所帶來的收益等。

在將跨市場輸電資產的相關成本分攤至各區(qū)域市場后,需要分攤至市場內部各輸電區(qū)域的輸電成本主要分為兩部分:一部分為已經分攤至該區(qū)域市場的跨市場輸電成本；另一部分為該市場內部的跨州輸電成本。為核定區(qū)域市場內部的各輸電區(qū)域所要支付的輸電價格,還需根據(jù)特定的成本分攤規(guī)則將上述兩部分輸電成本一并分攤至各輸電區(qū)域。

以PJM 市場為例,其市場內部共存在22 個互聯(lián)的輸電區(qū)域。在進行成本分攤時,110 kV 及以下的輸電成本直接分攤至市場內相關的輸電區(qū)域,110 kV 以上的輸電成本則需根據(jù)輸電資產功能應用不同的分攤方法進行分攤。例如,用于提高系統(tǒng)安全的輸電成本基于直流潮流的分布系數(shù)法進行成本分攤；用于提高系統(tǒng)經濟性的輸電成本基于為區(qū)域市場內部發(fā)電廠及電力用戶帶來的收益進行成本分攤；對于345 kV 雙回及500 kV 及以上的輸電成本則分為兩部分,其中,一半的輸電成本分攤方法與110 kV 以上的輸電成本分攤方法相同,即根據(jù)輸電資產功能進行,另外一半則直接基于非同時系統(tǒng)峰荷的郵票法進行分攤。

2）輸電價格核定

在進行成本分攤后,美國PJM 市場針對市場交易中涉及的共用網(wǎng)絡輸電服務（network integration transmission service,NITS）和點對點輸電服務（point to point transmission service,PTPTS）分別設計了對應的輸電定價機制。

共用網(wǎng)絡輸電服務（NITS）指的是電力公司為PJM 市場內部電力用戶提供的輸電服務,采用單一容量電價形式定價。PJM 市場內部22 個互聯(lián)輸電區(qū)域的共用網(wǎng)絡輸電服務費率各不相同,一般根據(jù)輸電區(qū)域各輸電公司的年度傳輸準許收入總和與輸電區(qū)域年最大同時負荷進行計算［26］,且在年初由PJM 統(tǒng)一發(fā)布。輸電用戶根據(jù)其所在區(qū)域電力系統(tǒng)高峰時段最高用電負荷的貢獻程度和該區(qū)域的共用網(wǎng)絡輸電服務費率支付輸電服務費,如式（2）和式（3）所示。

式中:Rnits為該區(qū)域共用網(wǎng)絡輸電服務費率；Matrr為輸電區(qū)域各輸電公司的年度傳輸準許收入總和；Lcp1為輸電區(qū)域年最大同時負荷；Pnits為輸電用戶需支付的共用網(wǎng)絡輸電服務價格；Splc為輸電用戶對于該區(qū)域峰值負荷貢獻度。

點對點輸電服務（PTPTS）是電力公司為跨市場交易主體提供的、將電能在PJM 和其他區(qū)域市場間傳輸?shù)妮旊姺?采用單一制容量電價形式定價,根據(jù)送電容量和服務時長向參與跨市場電能交易的主體進行收費。點對點輸電服務分為固定（firm）點對點輸電服務和非固定（non-firm）點對點輸電服務。

其中,固定點對點輸電服務指的是在電能接收點和電能輸送點之間事先預留或安排輸電容量的長期或短期跨市場輸電服務,其預留容量遵循先到先得的原則,一般面向中長期的跨市場電力交易。參與跨市場電能交易的主體根據(jù)其預定的傳輸容量和輸電服務周期繳納輸電費用,其中,固定指的是該輸電服務所提供的跨市場輸電容量能夠基本得到保障,即當跨市場輸電容量因系統(tǒng)運行或市場運行出現(xiàn)故障需要削減時,應優(yōu)先保證固定點對點輸電服務的輸電容量,從而確保該輸電服務能夠順利執(zhí)行；當跨市場輸電用戶所使用的輸電容量超過其購買的固定點對點輸電容量時,超過的容量部分則需要根據(jù)其使用時長相對應的容量費率繳納2 倍罰款。

固定點對點輸電服務周期從日到多年,輸電價格如式（4）所示。

式中:Pfptp為固定點對點輸電服務價格；Cfptp為固定點對點輸電服務所預留的輸電容量；Rfptp為固定點對點容量費率。

固定點對點輸電服務的容量費率根據(jù)用戶購買的服務周期分為年、月、星期以及日費率,月、星期以及日費率基于年費率進行計算,其中,日費率采用峰谷定價方法,高峰日為星期一至星期五等工作日,低谷日為星期六、星期日及其他法定節(jié)假日［27］。

年費率一般根據(jù)輸電區(qū)域各輸電公司年度傳輸準許收入總和與輸電區(qū)域全年各月最大同時負荷的平均值進行計算［26］,由式（5）確定。

式中:Rfptpyr為固定點對點輸電服務年費率；Lcp12為輸電區(qū)域全年各月最大同時負荷的平均值。

非固定點對點輸電服務指的是在滿足固定點對點輸電服務用戶的容量需求后,仍能夠在電能接收點和電能輸送點之間額外提供的短期輸電服務,主要是面向發(fā)電機組和電力用戶間短期的跨市場電力交易。其中,非固定指的是該輸電服務提供的輸電容量可能因故障被削減或中斷,即當跨市場輸電容量因系統(tǒng)運行或市場運行的事故需要被削減時,為保障固定點對點輸電服務能夠順利執(zhí)行,將優(yōu)先削減非固定點對點輸電服務的輸電容量；當跨市場輸電用戶所使用的輸電容量超過其購買的非固定點對點輸電容量時,則需要根據(jù)調整后的輸電容量和其使用時長所對應的容量費率重新計算輸電費用［26］。

非固定點對點輸電服務的月、星期以及日費率與固定點對點輸電服務相同,輸電用戶在支付小時輸電費用時也采用峰谷費率,分為高峰時段和低谷時段,高峰時段為07:00—11:00,低谷時段為11:00—次日07:00［28］。

此外,PJM 在共用網(wǎng)絡輸電服務和點對點輸電服務費率核定時,均根據(jù)該區(qū)域各輸電公司的年度傳輸準許收入之和進行計算,這使得各輸電公司在向其所在區(qū)域的輸電用戶收取共用網(wǎng)絡輸電服務費時,已能夠足額回收其年度傳輸準許收入。此時,若再收取點對點輸電服務費,可能導致輸電公司重復獲得輸電收入。為此,PJM 在核定共用輸電網(wǎng)絡服務費率時,會從年度傳輸準許收入中預先扣除預計可能獲得的點對點輸電服務收入,以保障輸電公司年度準許收入的合理回收［29］。

3 歐洲跨國輸電定價的歷史沿革

歐洲于1993 年提出建立統(tǒng)一電力市場的改革目標,并在此期間經歷了國家電力市場、區(qū)域電力市場以及跨國電力市場3 個市場發(fā)展階段［30］。為適應各階段的跨國輸電工程運行特點和歐洲統(tǒng)一市場的發(fā)展需要,歐洲跨國輸電價格形成機制也在不斷變化、調整。

3.1 國家電力市場發(fā)展階段

在1996 年歐盟第一能源法案頒布之前,挪威、瑞典以及英國等國家就已經開始著手建立電力批發(fā)市場,并逐漸引入市場競爭,但在歐盟大部分地區(qū),發(fā)電、輸電、配電和售電業(yè)務仍掌握在各個國家內部的垂直一體化電力公司手中。1996 年,歐洲頒布了放開電力市場的第1 個指令（Directive 96/92/EC）,指令要求垂直一體化發(fā)電企業(yè)進行發(fā)、輸、配、售電業(yè)務在財務上的分離,各國輸電用戶的跨國輸電交易由原有的壟斷方式改成至少需要經過協(xié)商的第三方準入（third party access,TPA）方式。與此同時,各國也在積極建立自己的國家電力市場,正式拉開了歐洲統(tǒng)一電力市場改革的序幕［31］。

1）跨國輸電容量分配

由于歐洲各國當時正處于各自的國家電力市場發(fā)展時期,大部分國家對于電能進口或出口的需求較小,跨國電能交易量少、不頻繁,所以跨國輸電通道容量采用“先到先得”（first come,first serve）的方式進行分配。“先到先得”主要是指輸電系統(tǒng)運營商根據(jù)固定價格表出售跨國輸電通道容量合同,并按照市場申報時序出清輸電容量的交易機制。

2）成本回收

在回收輸電成本方面,歐洲各國輸電系統(tǒng)運營商主要按照郵票法核定的固定價格表中的容量價格出售跨國輸電通道容量合同,用以回收相應的輸電成本［32］。

3.2 區(qū)域電力市場發(fā)展階段

2003 年,歐盟頒布了第2 個能源指令（Directive 03/54/EC）,提出發(fā)電、輸電、配電要進行法律意義上的分離,即拆分成獨立的子公司,其中輸、配電環(huán)節(jié)電價受政府價格部門或監(jiān)管機構監(jiān)管,以防止一體化電力公司的壟斷行為、交叉補貼和不公平競爭［33］。此后,歐盟提出了在歐洲范圍內建設區(qū)域性電力市場的設想（electricity regional initiative,ERI）,使得歐洲各個國家電力市場逐漸融合為以北歐電力市場、英國和愛爾蘭電力市場、伊利比亞電力市場以及東南歐電力市場等為主的區(qū)域電力市場。

1）跨國輸電容量分配

隨著市場范圍不斷擴大,由于歐洲各國在電源結構方面的互補作用凸顯,如瑞典水電資源豐富、波蘭以煤電為主、法國則更多地利用核能發(fā)電等,跨國送電規(guī)模穩(wěn)步提升,跨國輸電容量在負荷高峰時段的稀缺性愈發(fā)顯著。此時,原有的、“先到先得”的跨國輸電通道容量分配方式無法正常反映和激發(fā)輸電資源的市場價值。在此背景下,歐洲各國的輸電系統(tǒng) 運 營 商 于2001 年 引 入“ 顯 式 拍 賣”（explicit auction）機制,并在此后逐漸取代“先到先得”方式,成為主要的跨國輸電容量分配方式。

值得注意的是,美國的跨市場交易的電力需要通過同步交流電網(wǎng)進行傳輸,其跨市場可用輸電容量（available transfer capability,ATC）的計算涉及范圍廣、計算方法復雜,而歐洲跨國電力交易的載體多為較為明確的直流輸電通道,其通道可用輸電容量的計算相較美國更為簡單,為其設計和實施跨國輸電權機制提供了便利。當時,“顯式拍賣”主要指由聯(lián)合輸電容量辦公室（joint allocation office,JAO）組織的跨國輸電線路容量拍賣,一般存在年、季、月至日內等多拍賣周期［34］。

2）成本回收

在跨國輸電工程的成本回收方面,歐盟在頒布的第2 個指令中的第1228/2003 號條例（Regulation 1228/2003）明確提出,將跨國輸電交易所產生的成本分為兩部分進行回收。一部分是跨國電能傳輸產生的各國國內輸電線路網(wǎng)損成本和輸電設施投資建設成本,通過跨國輸電補償機制（inter-TSO compensation mechanism,ITC）進行回收,并以容量電費的方式分配至各市場主體。在機制設計之初,ITC 規(guī)定跨國輸電服務的輸電設施建設成本應采用前瞻性長期平均增量成本（forward-looking long-run average incremental cost）的方法進行核定,但由于歐洲各國在此方面尚未達成共識,目前采用一種妥協(xié)性的方法,即并不實際區(qū)分因跨國電能傳輸產生的各國國內輸電設施建設成本,而是通過設立定額的基建成本補償金的方式,依據(jù)各國跨國輸電交易情況進行分配［35］；另一部分則為跨國輸電通道的投資和運行維護成本,主要通過“顯式拍賣”的方式進行回收［36］。歐洲各國在進行跨國輸電交易時,單獨對跨國輸電通道容量進行拍賣,并根據(jù)市場出清價格從高到低進行排序,以邊際電價出清,通過輸電權拍賣交易收入來彌補輸電工程的投資和運行維護成本。若輸電系統(tǒng)運營商利用“顯式拍賣”所回收的金額不足以覆蓋或超過所需的跨國輸電成本,則可通過相關國家的國內輸電費用進行調節(jié)。

3.3 跨國電力市場發(fā)展階段

歐盟在2007 年適時提出了《2020 年氣候與能源一攬子計劃》,明確歐盟2020 年的溫室氣體排放量要在1990 年的基礎上降低20%,可再生能源在整個終端能源消費的占比增至20%,能源效率提高20%［37］。考慮到歐洲各國資源稟賦不同,可再生能源資源分布不平衡,需要在更大范圍內進行能源資源的優(yōu)化配置,導致各國的跨國輸電交易需求顯著提高,使得歐洲逐漸從區(qū)域電力市場向跨國電力市場方向發(fā)展。

1）跨國輸電容量分配

基于上述背景,歐盟于2009 年發(fā)布新一輪電力改革法案,其中包含的第3 個指令（Directive 2009/72/EC）指出,為加強歐洲各個國家間的電氣聯(lián)系以及對跨國輸電服務進行更好的管理,歐盟成立了歐洲輸電運營機構（European network of transmission system operators for electricity,ENTSO-E）［38］。ENTSO-E 提出了跨國輸電線路的容量分配和阻塞管理（capacity allocation and congestion management,CACM）機制,對歐洲跨國輸電線路容量分配規(guī)則等進行進一步優(yōu)化、規(guī)范和明確,其中,就包括對原有的、以“顯式拍賣”為主的跨國輸電容量分配機制的調整［39］。

具體而言,隨著歐盟低碳轉型工作的進一步推進,歐洲各國的可再生能源裝機容量和發(fā)電量占比不斷提高,并不斷替代原有的燃煤火電等傳統(tǒng)能源。在此背景下,可再生能源發(fā)電的隨機性、間歇性以及波動性使得歐洲各國電源的整體出力特性發(fā)生變化,跨國輸電通道的送電潮流方向在不同時段可能出現(xiàn)難以預測的頻繁變化,使得基于日前市場跨國輸電容量拍賣的“顯式拍賣”機制運行效率低下,且由于“顯式拍賣”與電能量交易分別在不同的市場單獨進行,割裂的交易機制無法在2 個市場之間傳達正確的信息和價格信號,可能會出現(xiàn)拍賣容量和現(xiàn)實容量不匹配、跨國輸電線路利用率降低、價格趨同減少甚至潮流逆向流動等問題。因此,歐洲多數(shù)國家在進行跨國輸電容量分配時,由原有的“顯式拍賣”機制逐漸過渡到基于跨國輸電通道容量與跨國能量聯(lián)合優(yōu)化出清的“隱式拍賣”（implicit auction）機制分配跨國輸電容量。

所謂“隱式拍賣”機制,指的是通過電能量交易和跨國輸電容量交易聯(lián)合優(yōu)化出清方式分配跨國輸電容量的機制。由于該機制將電能量和跨國輸電容量進行聯(lián)合優(yōu)化出清,故能夠有效規(guī)避拍賣容量和實際可用輸電容量不匹配、跨國輸電通道利用率低以及潮流逆向流動等問題,并且其出清價格為電能量和跨國輸電容量的雙重市場價值的體現(xiàn),為其他電力市場提供了更為準確的價格信號［40］。

需要說明的是,目前,除北歐Nordpool 市場全部采取“隱式拍賣”機制分配跨國輸電容量外,歐洲其他國家主要采用“顯式拍賣”與“隱式拍賣”相結合的方式分配跨國輸電容量,其中,“顯式拍賣”主要應用于跨國雙邊電力交易,“隱式拍賣”則應用于日前市場耦合［41］。

2）成本回收

對于跨國電能傳輸導致的各國國內輸電線路的網(wǎng)損成本、輸電設施的投資和運行維護成本以及跨國輸電通道的投資和運行維護成本,歐洲各國分別采取以下方式進行成本回收。

因歐洲跨國輸電產生的潮流穿越造成的各國內部的輸電線路網(wǎng)損成本和輸電設施使用成本仍然采用ITC 的方式進行回收。

跨國輸電通道的投資和運行維護成本則根據(jù)跨國輸電容量的分配機制進行回收。由于歐洲多數(shù)國家的跨國輸電容量分配方式由“顯式拍賣”過渡到了“隱式拍賣”,導致跨國輸電通道使用成本的回收方式也相應發(fā)生變化。在“隱式拍賣”容量分配機制下,歐洲跨國輸電工程的投資及運行維護成本主要通過阻塞盈余方式回收。具體而言,在實施分區(qū)邊際電價機制的區(qū)域電力現(xiàn)貨市場機制下,當跨國輸電通道因阻塞等原因使得送端和受端所在價格區(qū)間存在價差時,就會出現(xiàn)阻塞盈余收入,這部分收入將被擁有該輸電通道容量的輸電系統(tǒng)運營商收取,或按照各國輸電系統(tǒng)運營商對該輸電通道容量的投資比例等進行分配,用于彌補跨國輸電工程的投資和運行維護成本［42］。

此外,利用“隱式拍賣”回收成本的輸電線路可根據(jù)是否受到價格監(jiān)管分為2 類。第1 類是受監(jiān)管的跨國輸電線路,按照管制機制可分為“收入上限管制”和“滑動收益管制”2 種。其中,當受到“收入上限管制”的輸電線路通過阻塞盈余獲得的收入不能覆蓋或超過跨國輸電成本時,需要通過歐洲各國的國內輸電費用進行調節(jié),使其完全回收成本；當受到“滑動收益管制”的輸電線路獲得的收入不能實現(xiàn)成本回收目標時,如其已獲得的收入低于監(jiān)管機構為其劃定的收入下限,則通過相關國家的國內輸配電費補償其收入至下限［43］。第2 類是不受監(jiān)管的“商業(yè)線路”（merchant project）,其只能通過阻塞盈余回收跨國輸電通道的投資和運行維護成本,盈虧自負［44］。

4 澳大利亞跨區(qū)域輸電定價的歷史沿革

澳大利亞國家電力市場（national electricity market,NEM）于1998 年正式開始運營,共包含昆士蘭、塔斯馬尼亞、南澳、新南威爾士、澳大利亞首都地區(qū)以及維多利亞等6 個行政區(qū)域,囊括5 個州級輸電網(wǎng)和14 個主要配電網(wǎng)［45］。隨著電力市場建設不斷深入,跨區(qū)域輸電交易不斷增多,國家電力市場逐漸開始跨區(qū)輸電定價改革,持續(xù)完善跨區(qū)輸電定價機制。

4.1 跨區(qū)域輸電定價改革前的輸電定價

在國家電力市場運營初期,澳大利亞市場內部各區(qū)域之間的電網(wǎng)聯(lián)系并不緊密,跨區(qū)域輸電交易量和交易頻次較少,所以澳大利亞并未針對跨區(qū)域輸電服務進行收費。直至1999 年,澳大利亞國家電力 法 規(guī) 管 理 局（National Electricity Code Administrator,NECA）提出允許輸電企業(yè)收取跨區(qū)域輸電費用［46］,但該提議在2001 年被澳大利亞競爭和消費者委員會（Australia Competition and Consumer Commission,ACCC）駁 回。在2004 至2005 年期間,NECA 在對輸電收入和定價審查過程中強調了缺乏跨區(qū)域輸電定價機制的問題,但并未提出任何改進意見。

在澳大利亞進行跨區(qū)域輸電定價改革前,各區(qū)域電力用戶支付的輸配電費中僅包含與本區(qū)域輸配電網(wǎng)投資和運行維護相關的成本,而并不包含支持電能跨區(qū)輸送相關的跨區(qū)輸電設備投資及運行維護成本等,未能體現(xiàn)“誰受益、誰承擔”的成本分攤原則。例如,在當時,南澳大利亞區(qū)域與維多利亞區(qū)域為澳大利亞國家電力市場內相鄰區(qū)域,如果南澳大利亞的電力用戶需要維多利亞州的發(fā)電機組提供電能,則勢必需要經過維多利亞州的輸電系統(tǒng)和跨區(qū)輸電工程。為了滿足電能跨區(qū)輸送的需求,將產生一定的投資成本和運營成本。但在當時的定價規(guī)則下,維多利亞輸電系統(tǒng)運營商無法從南澳大利亞的跨區(qū)域輸電用戶收取任何費用,相應的跨區(qū)輸電成本僅由維多利亞區(qū)域的用戶承擔。

4.2 跨區(qū)域輸電定價改革后的輸電定價

隨著澳大利亞經濟社會進一步發(fā)展,國家電力市場內部各區(qū)域經濟發(fā)展差異和能源資源稟賦差異產生的電能供需矛盾逐漸凸顯,跨區(qū)域輸電交易量和交易頻次也逐步增多。為解決送出區(qū)域電力用戶不公平地承擔因跨區(qū)送電造成的區(qū)域內輸電成本的問題,能源部長理事會（Ministerial Council on Energy,MCE）于2010 年向澳大利亞能源市場委員會（Australia Energy Market Commission,AEMC）提交規(guī)則變更請求,提出在電能跨區(qū)域輸送時應增加“負荷輸出費”（load export charge,LEC）,即在相鄰2 個區(qū)域進行電能交易時,電能流入?yún)^(qū)域的用戶需要向電能流出區(qū)域繳納一定的輸電費［47］。2013年,澳大利亞能源市場委員會正式公布了關于區(qū)域間輸電收費的最終決定和實施細則,文件最后決定采用“修訂后的負荷輸出費”（modified load export charge,MLEC）回收跨區(qū)域輸電成本,并在2015 年7 月1 日起正式實行。

具體來說,澳大利亞國家電力市場將輸電服務分為4 類,分別為接入服務（entry services）、接出服務（exit services）、公共輸電服務（common services）,以及包含跨區(qū)域輸電服務的輸電網(wǎng)使用服務（transmission use of system services）。各項服務費用組成了澳大利亞國家電力市場輸配電價體系。“修訂后的負荷輸出費”作為輸電網(wǎng)使用服務費的一部分,與輸電網(wǎng)使用服務費中的與位置相關費用計算方法相同,主要基于標準的成本網(wǎng)絡定價方法（cost reflective network pricing methodology,CRNP Methodology）分節(jié)點進行確定,跨區(qū)域電能流出節(jié)點的輸電用戶所需支付跨區(qū)域輸電容量電價則基于“修訂后的負荷輸出費”進行核定。具體的定價過程主要分為成本分攤和跨區(qū)域輸電價格核定兩部分。

1）成本分攤

跨區(qū)域輸電交易成本分攤主要分為2 個步驟:第1 個步驟為核定輸電網(wǎng)絡運營商（transmission network service provider,TNSP）的年度總準許收入,并根據(jù)TNSP 的年度總準許收入計算出輸電網(wǎng)使用服務的年度準許收入；第2 個步驟則是將輸電網(wǎng)使用服務年度準許收入中跨區(qū)域輸電的成本分攤至系統(tǒng)中各節(jié)點,從而確定跨區(qū)輸電節(jié)點的準許收入。

核定輸電使用服務的年度準許收入首先應確定TNSP 的年度總準許收入,TNSP 的年度總準許收入為最大準許收入扣除提供規(guī)定的公共輸電服務預計產生的運營和維護的成本。其次,根據(jù)TNSP 所提供的4 種輸電服務對其年度總準許收入進行分攤,分攤比例則按照各項輸電服務的優(yōu)化重置成本（optimized replacement cost,ORC）占總優(yōu)化重置成本的比例進行確定［48］,輸電使用服務的年度準許收入計算方法如式（6）所示。

式中:Rasrr為輸電使用服務的年度準許收入；MorcTUOS為輸電使用服務的優(yōu)化重置成本；Morctotal為各項輸電服務的總優(yōu)化重置成本；Maarr為TNSP 的年度總準許收入。

首先,將輸電使用服務年度準許收入分為與位置相關的輸電費用和與位置無關的輸電費用。其中,與位置相關輸電費用和與位置無關輸電費用各占輸電使用服務年度準許收入的50%,“修訂后的負荷輸出費”則包含在與位置相關輸電費用中。

其次,根據(jù)基于“365 d”法的標準成本網(wǎng)絡模型,將各輸變電資產,如輸電線路和變壓器等的相關準許收入分攤至各輸電節(jié)點。具體來說,選取各輸電節(jié)點全年（365 d）內每月的負荷需求最大的半小時節(jié)點功率值,并求得各輸電節(jié)點的月度負荷最大需求平均值,以此作為核價場景確定各輸變電資產的使用情況,并將相關準許收入按使用情況比例分配給各輸電節(jié)點,每個輸電節(jié)點分攤的準許收入總和即為該節(jié)點的總成本。

最后,計算跨區(qū)域電能流出節(jié)點總成本占整個輸電網(wǎng)絡節(jié)點總成本的比值,通過與位置相關輸電費用和該比值的乘積得出該跨區(qū)域電能流出節(jié)點的年度準許收入,即“修訂后的負荷輸出費”［49］。

2）跨區(qū)域輸電價格核定

基于區(qū)域間傳輸?shù)臍v史最大需量或跨區(qū)域輸電合同約定的最大需量和跨區(qū)域電能流出節(jié)點的年度準許收入,核定跨區(qū)域電能流出節(jié)點的輸電用戶所需支付的容量電價。

5 中國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價的歷史沿革及存在的問題

5.1 中國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價的歷史沿革

中國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價政策的演變隨電力體制改革進程主要經歷了3 個階段。

在第1 輪電力體制改革前,中國電價制度以滿足社會公益事業(yè)的需要為原則,由國家價格主管部門統(tǒng)一管理電價,電價以政府制定的終端銷售電價為主,并不存在獨立的跨省跨區(qū)專項工程輸電價格。

在2002 年開始的第1 輪電力體制改革后,中國實現(xiàn)了“廠網(wǎng)分開”,并依據(jù)《關于印發(fā)電價改革實施的辦法的通知》［50］建立了由上網(wǎng)電價、輸配電價和銷售電價構成的新電價體系,明確了輸電專項服務價格由接入價、專用工程輸電價和聯(lián)網(wǎng)價3 類構成。其中,專用工程輸電價主要適用于電網(wǎng)經營企業(yè)利用專用工程以“點對網(wǎng)”或“網(wǎng)對網(wǎng)”形式提供電能輸送服務時價格的核定,而聯(lián)網(wǎng)價適用于電網(wǎng)經營企業(yè)利用專用聯(lián)網(wǎng)工程為電網(wǎng)之間提供聯(lián)網(wǎng)服務時價格的核定,并根據(jù)功能的不同分別采取單一制電價（電量或容量電價）和兩部制電價定價方式,形成了中國跨省跨區(qū)專項工程輸電價格體系的雛形［51］。

在2015 年開始的第2 輪電力體制改革中,國家價格主管部門對跨省跨區(qū)專項工程輸電價格的形成機制進行持續(xù)優(yōu)化、完善。其中,2017 年發(fā)布的《跨省跨區(qū)專項工程輸電定價辦法（試行）》［13］提出,跨省跨區(qū)專項工程的價格形式應按照其功能進行確定,即以輸電功能為主的專項工程實行單一制電量電價,隨交易收取；以聯(lián)網(wǎng)功能為主的專項工程實行單一制容量電價,由送受兩端省份共同分攤［13］,如式（7）所示。

式中:p1為單一制電量電價；MT為跨省跨區(qū)輸電服務年度總成本；C0為跨省跨區(qū)輸電通道核價容量；T0為該輸電通道的核價年利用小時數(shù)；ρ0為輸電通道的核價線損率；p2為郵票法定價的單一制容量電價。

此后,為進一步提升跨省跨區(qū)專項工程輸電價格核定的科學性和合理性,國家發(fā)展和改革委員會于2021 年10 月頒布的《跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法》［14］對跨省跨區(qū)專項工程的范圍進行了明確的界定。定價辦法中指出,跨省跨區(qū)專項工程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)域內跨省輸電工程,實行單一制電量電價,并且提出對于同一送、受端的多條跨省跨區(qū)專項工程在核定輸電價格時可采用通道定價的辦法；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行送電,則仍按照最優(yōu)路徑進行結算。至此,中國形成了相對科學、合理的跨省跨區(qū)專項工程輸電價格體系與定價機制［14］。

5.2 新時期跨省跨區(qū)專項工程輸電定價的原則和存在的問題分析

通過對國際實踐分析可知,歐洲、美國、澳大利亞等國家及地區(qū)跨國跨州輸電定價政策的演變均是為了適應目標國家及地區(qū)電力體制、電力市場發(fā)展情況和能源政策的變化調整。目前,中國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價主要應用經營期法或“準許成本加合理收益”方法進行核定,在明確經營期內的年收入需求或監(jiān)管周期的年準許收入的基礎上,按照政府主管部門批復的利用小時數(shù)進行電量價格的計算。同時,作為跨省跨區(qū)電能交易價格的主要構成項和重要的公用事業(yè)價格之一,跨省跨區(qū)專項工程輸電價格除應遵循輸配電價定價的基本原則,即實現(xiàn)公平分攤輸電成本和輸電準許收入回收外,還應與國家能源政策協(xié)同［52］,在促進提高電力市場競爭效率的同時助力可再生能源資源跨省消納,協(xié)同促進全國統(tǒng)一電力市場體系和新型電力系統(tǒng)的平穩(wěn)、有效建設,用以積極穩(wěn)妥推進“雙碳”目標的實現(xiàn)。然而,中國現(xiàn)行的、以經營期法核定的跨省跨區(qū)專項工程單一制電量輸電價格在新時期仍存在以下問題。

1）單一制電量電價形式可能影響電力市場競爭效率和電能資源的優(yōu)化配置

市場競爭效率作為評價市場經濟運行有效程度的重要指標,可以通過社會總福利衡量［53］。根據(jù)文獻［8］中的跨省跨區(qū)專項工程輸電價格對電力現(xiàn)貨市場交易影響的分析得出,單一制電量電價通過影響省外機組向市場供電短期邊際成本的方式,影響各機組市場報價排序,進而影響電力市場的出清價格和系統(tǒng)總發(fā)電成本。

具體到中國省間電力市場情況下,根據(jù)國家電網(wǎng)有限公司發(fā)布的《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則（試行）》［54］中的相關規(guī)定,中國省間交易定價機制主要采用經過折算的邊際出清電價機制,具體步驟如下:首先,將受端省份的買方報價考慮所有交易路徑的輸電價格和輸電網(wǎng)損,逐一折算到賣方節(jié)點；其次,將折算后的買方報價在賣方節(jié)點與賣方報價進行高低匹配,賣方節(jié)點最后一筆成交交易對的買賣雙方價格的算術平均值為該賣方節(jié)點的出清價格,以此作為該賣方節(jié)點所有成交交易的結算價格；最后,將此出清價格按照交易路徑輸電價格和輸電網(wǎng)損反向折算至買方節(jié)點,折算至買方節(jié)點的價格即為該買方節(jié)點與對應賣方節(jié)點成交交易的結算價格［54］,如圖1 所示。圖中:q1為有跨省跨區(qū)專項工程電量輸電價格時的省間現(xiàn)貨市場出清電量；q2為無跨省跨區(qū)專項工程電量輸電價格時的省間現(xiàn)貨市場出清電量；λ1為有跨省跨區(qū)專項工程電量輸電價格時的省間現(xiàn)貨市場出清價格；λ2為無跨省跨區(qū)專項工程電量輸電價格時的省間現(xiàn)貨市場出清價格。

圖1 省間現(xiàn)貨市場供需曲線Fig.1 Supply and demand curves of inter-provincial spot market

從圖1 可以看出,買方經電量輸電價格折算后的報價曲線與賣方報價曲線所圍成的面積相較于折算前變小,說明省間現(xiàn)貨市場交易的社會總福利存在損失,其原因正如文獻［8］中分析所述,即跨省跨區(qū)專項工程電量輸電價格可能作為“交易稅”通過提高省間市場交易成本的方式降低省間市場交易量,從而造成供給者和消費者剩余損失。

不僅如此,因單一制電量輸電價格產生的省間交易電量的變化還可能影響省內現(xiàn)貨市場競爭效率。根據(jù)國家電網(wǎng)有限公司發(fā)布的《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則（試行）》［54］中的相關敘述,中國現(xiàn)階段的省間電力現(xiàn)貨交易采用“省間物理、省內金融”的方式。具體來說,在進行省間電力交易時,電力現(xiàn)貨交易的賣方成交結果作為送端關口負荷增量參與送端省內出清,買方成交結果作為受端關口電源參與受端省內出清,其中,“省間物理”指在此方式下送受端省份按照交易結果進行實物交割,而“省內金融”則指省內以市場競爭決定實際履約主體,在省間現(xiàn)貨市場中成交的市場主體電量在省內進行差價結算。在此交易規(guī)則下,送端現(xiàn)貨市場出清電量為送端省內電量需求加上省間交易電量,受端現(xiàn)貨市場出清電量為受端省內電量減去省間交易電量,使得送、受兩端現(xiàn)貨市場出清價格受到省間交易電量的影響。綜上,單一制電量輸電價格能夠通過省間現(xiàn)貨市場交易電量的方式影響市場主體的發(fā)購電成本,進而影響省內現(xiàn)貨市場競爭效率。

2）單一制電量電價形式可能會影響輸電工程準許收入回收或輸電價格水平的相對穩(wěn)定

在原有的計劃體制下,中國省間與區(qū)域間的電能交易一般以國家指令性計劃和政府間框架協(xié)議的形式開展,年送電量規(guī)模可根據(jù)送電計劃較為準確地預測,送電價格通過雙邊協(xié)商或政府定價方式確定,輸電價格按照經營期定價法進行核定,通過單一制電量電價的形式由電力用戶承擔,能夠在整體上保證跨省跨區(qū)專項工程準許收入的回收。

在新一輪電力市場化改革啟動后,跨省跨區(qū)國家指令性計劃和政府間框架協(xié)議電量將逐漸放開,省間和區(qū)域間的交易電量和交易價格均將隨著電力市場的供需情況發(fā)生變化。結合中國近年“西電東送”水電來水情況不確定性的增加以及送端省份送出電量受市場出清機制等因素的影響,跨省跨區(qū)專項工程的傳輸電量難以用原有方法準確預測,此時,若跨省跨區(qū)專項工程輸電價格仍沿用單一制電量電價,則可能出現(xiàn)所回收的輸電費用與準許收入之間偏差較大的問題。即使采用平滑機制,將所回收的輸電費用和準許收入偏差量滾入下個監(jiān)管周期,也可能因可再生能源預測電量偏差等原因使得下個監(jiān)管周期的準許收入難以實現(xiàn)。從另一個角度來看,如果上一個輸配電價監(jiān)管周期內實際輸電收入與準許收入偏差較大,則收入平滑機制的應用可能造成2 個監(jiān)管周期間輸電價格水平波動較大,難以保障輸電價格水平的相對平穩(wěn),不利于跨省跨區(qū)交易的可持續(xù)開展。

此外,在中國原有政府定價的情況下,發(fā)電側按照政府核定上網(wǎng)電價和發(fā)電利用小時數(shù)回收成本并獲得合理收益,輸配電價由終端電力用戶承擔,能夠在整體上保證跨省跨區(qū)專項工程輸電成本分攤的公平性。但隨著機組送電價格和送電量逐漸由電力市場出清機制決定,鑒于可再生能源發(fā)電機組低邊際成本特性,可能在電力市場交易中獲得相比原政府定價情況下超額的發(fā)電利潤。此時,根據(jù)“誰收益、誰分攤”的原則,現(xiàn)行的、僅由電力用戶支付輸電費用的方式將難以保證專項工程輸電成本的公平分攤。

3）單一制電量電價形式可能難以適應全國統(tǒng)一電力市場體系建設與發(fā)展

目前,中國跨省跨區(qū)專項工程主要采用經營期法或者“準許成本加合理收益”方法核定的單一制電量輸電價格,輸電價格體系相對簡單,并在原有的計劃體制下取得了良好的效果。但隨著全國統(tǒng)一電力市場體系建設不斷深入,跨省跨區(qū)電力市場交易逐漸由電量交易向分時段的電力交易轉變,未來的跨省跨區(qū)交易形式也將由原有的計劃交易逐漸演變?yōu)閲抑噶钚杂媱澋戎虚L期合同交易、競爭性中長期合同交易以及電力現(xiàn)貨交易等多種形式,由此產生的跨省跨區(qū)輸電通道容量分配問題將逐漸凸顯,跨省跨區(qū)輸電權機制將得以逐步應用和實施［14］。在此情況下,現(xiàn)行的、按照單一制電量電價形式核定的跨省跨區(qū)輸電價格體系則存在以下弊端。

首先,無法與輸電權機制協(xié)同,難以適應跨省跨區(qū)交易從電量交易到分時段電力交易的轉變。一般,商品的價格應由其價值決定,并且價格需要反映其價值。隨著未來跨省跨區(qū)送電交易將從原有的電量交易逐漸轉變?yōu)榉謺r段的電力交易,跨省跨區(qū)送電交易將從電量交易轉變?yōu)殡娏灰?專項工程輸電權的交易也將呈現(xiàn)為分時段的輸電容量使用權交易。若跨省跨區(qū)輸電價格仍采用不分時段的單一制電量電價的價格形式,將無法通過價格合理反映跨省跨區(qū)輸電通道的容量產品價值,難以促進專項工程輸電通道容量的合理分配,不利于實現(xiàn)輸電價格與輸電權機制的協(xié)同。

其次,價格體系缺乏靈活性,難以適應由國家指令性計劃等中長期合同交易、競爭性中長期合同交易以及電力現(xiàn)貨交易等構成的多種跨省跨區(qū)電力市場交易形式。

6 未來發(fā)展方向和啟示

跨省跨區(qū)專項工程輸電價格作為跨省跨區(qū)電力市場交易價格的重要組成部分,其價格水平與結構不僅直接影響跨省跨區(qū)專項工程輸電成本的回收,還會影響市場交易價格和資源優(yōu)化配置。根據(jù)上述國際實踐的分析可知,美國、歐洲以及澳大利亞等國家和地區(qū)典型電力市場跨國跨州、跨市場輸電定價機制均隨著其電力體制改革、電力市場發(fā)展以及能源政策目標的變化不斷優(yōu)化調整。其中,美國由受監(jiān)管的垂直一體化地理壟斷方式逐漸轉變?yōu)橐肱l(fā)和零售的自由競爭方式,在此期間為數(shù)眾多的垂直一體化小型電力公司逐漸融合為大型輸電組織,形成了PJM、MISO 等區(qū)域電力市場。在此情況下,為實現(xiàn)資源在更大范圍內的優(yōu)化配置,原本的跨州輸電服務范圍不斷擴大,其定價機制也由原有的“攤煎餅”的跨州輸電價格機制逐漸轉變成由市場內跨州和跨市場相結合的輸電價格體系,采取單一制容量輸電價格形式；歐洲為實現(xiàn)統(tǒng)一電力市場的改革目標,此前共經歷國家電力市場、區(qū)域電力市場以及跨國電力市場等3 個電力市場發(fā)展階段,為適應各階段輸電工程的特點和統(tǒng)一電力市場的發(fā)展需要,其跨國輸電工程的輸電定價機制從最初按照郵票法核定固定價格表中的容量價格逐漸轉變?yōu)檫m應多種輸電權分配機制的靈活輸電價格機制。

現(xiàn)階段中國正處于新型電力系統(tǒng)建設和全國統(tǒng)一電力市場體系建設的新時期,跨省跨區(qū)專項工程輸電價格體系和定價機制也應隨中國能源政策的變化、電力市場的進程而不斷優(yōu)化調整,用以推動中國能源綠色轉型發(fā)展進程,為中國“雙碳”目標的實現(xiàn)和全國統(tǒng)一電力市場體系的建設提供有力支撐。為此,提出以下2 點啟示和展望。

1）探索實施跨省跨區(qū)專項工程兩部制輸電價格形式,在促進提高電力市場競爭效率的同時維持輸電價格水平的相對穩(wěn)定。根據(jù)美國、歐洲等典型電力市場化國家及地區(qū)的實踐經驗,為適應跨國跨州電力市場交易和輸電權機制的需要,分別建立了基于事前核價和顯式/隱式拍賣的單一制容量輸電價格機制。單一制容量輸電價格雖然能夠在降低專項工程準許收入回收風險的同時提高電力市場競爭效率,但對于輸變電工程投資經濟性評價體系和輸配電價定價監(jiān)管機制亟待完善的中國來說,采取單一制容量電價機制可能難以有效激勵電網(wǎng)提高運行和投資效率,助力電網(wǎng)企業(yè)穩(wěn)健運營和可持續(xù)發(fā)展。

因此,建議結合全國統(tǒng)一電力市場體系建設進程,逐步調整跨省跨區(qū)專項工程輸電價格由現(xiàn)行的單一制電量電價向兩部制電價過渡。其中,電量電價可根據(jù)送出地區(qū)電源結構和受端地區(qū)負荷特性采取分時定價機制,例如,當送出地區(qū)電源結構以水電為主時,可結合來水特點采取豐枯輸電定價機制,用以鼓勵枯期水電外送；當送出地區(qū)電源以風電/光伏為主時,可采取峰谷輸電定價機制,通過降低風電/光伏大發(fā)時段的輸電價格,促進可再生能源進一步消納；當送出地區(qū)電源結構以常規(guī)火電為主時,可結合受端地區(qū)負荷特性,采取峰谷輸電定價機制,激勵用戶側調整用電模式,緩解受端地區(qū)高峰用電需求缺口。在容量電費分攤方面,一方面考慮到新能源大規(guī)模外送可能進一步降低跨省跨區(qū)輸電通道的容量利用率,甚至加速跨省跨區(qū)輸電通道容量投資；另一方面考慮到新能源電源低短期邊際成本的特點,可能在燃煤電源作為邊際發(fā)電機組的電力市場中獲得較高的邊際利潤,基于“誰受益、誰分攤”的成本分攤原則,跨省跨區(qū)專項工程的容量電費可由送、受端地區(qū)電網(wǎng)用戶（發(fā)電機組和電力用戶）共同分攤。同時,送出側的容量電費可以計及新能源電源的發(fā)電特性對跨省跨區(qū)送電通道利用率和容量投資的影響,設定不同分攤比例由送端發(fā)電機組承擔。

綜上,采用雙側付費的兩部制輸電價格能夠在有效平抑新能源發(fā)電機組超額收益的同時促進終端電價水平穩(wěn)中有降,并進一步降低電網(wǎng)企業(yè)輸電準許收入的回收風險。

2）探索建立更為靈活的跨省跨區(qū)專項工程輸電價格機制,以適應全國統(tǒng)一電力市場體系下輸電權機制的建設。隨著中國電力體制改革不斷深入,全國統(tǒng)一電力市場體系建設進程逐漸加快,跨省跨區(qū)電力交易形式也將由單一的計劃交易逐漸轉變?yōu)榘▏抑噶钚杂媱澋戎虚L期合同交易、競爭性中長期合同交易以及電力現(xiàn)貨交易等多種交易形式,由此產生的跨省跨區(qū)輸電通道容量分配問題將逐步通過建立與交易形式相適應的輸電權機制解決。為促進輸電價格與跨省跨區(qū)輸電權機制的協(xié)同,應建立與多種交易形式和輸電權分配機制相適應的、靈活的輸電價格體系。

具體來說,結合歐洲和美國的跨國跨州、跨市場輸電通道容量分配機制,針對國家指令性計劃等中長期合同交易,可基于對發(fā)電能力預測和合同周期對跨省跨區(qū)輸電通道容量進行提前分配,采取事前核價方式核定兩部制輸電價格,結合分配容量和交易電量收取輸電費用；針對由市場形成的競爭性中長期合同交易,可探討采取“顯式拍賣”或“先到先得”等方式對跨省跨區(qū)輸電通道容量進行分配,并結合兩部制輸電價格的形式,容量電費可基于各交易主體提前預訂的輸電容量（事前付費方式）或在跨省跨區(qū)交易中已實際使用的輸電容量（事后付費方式）進行付費,電量電費則根據(jù)跨省跨區(qū)輸電通道實際的輸電量進行征收；針對省外機組跨省跨區(qū)參與省內電力現(xiàn)貨交易,可采取“隱式拍賣”等方式分配跨省跨區(qū)輸電通道容量,利用阻塞盈余回收部分跨省跨區(qū)專項工程輸電成本。

綜上,建議結合全國統(tǒng)一電力市場體系建設進程,建立跨省跨區(qū)輸電權機制以及與輸電權分配機制相適應的、更為靈活的跨省跨區(qū)專項工程輸電價格體系,以適應全國統(tǒng)一電力市場體系的建設與發(fā)展。

7 結語

本文綜合考慮中國新型電力系統(tǒng)建設和全國統(tǒng)一電力市場體系建設需求,對國內外跨省（國）跨區(qū)（州）輸電工程定價的背景和發(fā)展沿革進行系統(tǒng)的綜述,探討了新時期中國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價機制優(yōu)化的思路與啟示。通過對美國、歐洲以及澳大利亞等國家和地區(qū)典型電力市場的跨國跨州、跨市場輸電定價機制的改革歷程和發(fā)展情況進行梳理和分析,得出這些市場跨國跨州輸電定價政策的演變均是為了適應其國家或地區(qū)電力體制、電力市場發(fā)展和能源政策變化的結論。

在此基礎上,結合中國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價機制的發(fā)展沿革,分析中國現(xiàn)行的跨省跨區(qū)專項工程輸電定價機制在新型電力系統(tǒng)和全國統(tǒng)一電力市場體系建設背景下的不適應性,并借鑒國際經驗,提出了探索實施跨省跨區(qū)專項工程兩部制輸電價格形式和建立更為靈活的跨省跨區(qū)專項工程輸電價格機制等建議。