中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：2021年10月，國(guó)家發(fā)展改革委員會(huì)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(dòng)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(diǎn)推動(dòng)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(dòng)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(dòng)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(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)社會(huì)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(xiàng)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(guó)可再生能源發(fā)電裝機(jī)容量在發(fā)電總裝機(jī)中的占比超過50%，歷史性地超過了火電裝機(jī)，但目前風(fēng)電、光伏發(fā)電量占全社會(huì)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(guó)大力發(fā)展“可再生能源+儲(chǔ)能”的新模式，外加推動(dòng)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(xiàng)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(jià)形成機(jī)制，以促進(jìn)新能源在更大范圍優(yōu)化配置，成為我國(guó)電價(jià)改革關(guān)注的熱點(diǎn)問題之一。
跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格作為終端電價(jià)形成的中間環(huán)節(jié)和受管制的公共事業(yè)價(jià)格，與電力批發(fā)市場(chǎng)價(jià)格共同作用，在實(shí)現(xiàn)輸電成本回收等基本功能的同時(shí)，影響可再生能源跨省跨區(qū)消納。現(xiàn)階段的跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格主要采用以經(jīng)營(yíng)期方法計(jì)算的單一制電量?jī)r(jià)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(chǎng)化改革的不斷深化，現(xiàn)行的單一制電量電價(jià)可能影響可再生能源資源配置和跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程的輸電成本回收，在適應(yīng)我國(guó)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(jiǎn)要梳理我國(guó)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(xiàng)工程輸電價(jià)格在促進(jìn)可再生能源外送方面的局限性，并提出我國(guó)新時(shí)期適應(yīng)可再生能源外送的專項(xiàng)工程輸電價(jià)格機(jī)制優(yōu)化方向。
我國(guó)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(guó)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(guó)西部地區(qū)充裕而低價(jià)的能源和水力資源等輸送至東部經(jīng)濟(jì)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(shí)，帶動(dòng)西部地區(qū)經(jīng)濟(jì)騰飛，促進(jìn)我國(guó)東部和西部地區(qū)均衡發(fā)展。近年來，我國(guó)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(xiàng)工程的重要目標(biāo)之一。
我國(guó)發(fā)電資源和負(fù)荷分布情況
整體來看，我國(guó)能源資源稟賦和負(fù)荷呈逆向分布，這一特點(diǎn)決定了我國(guó)利用輸電工程進(jìn)行跨省跨區(qū)送電是現(xiàn)階段我國(guó)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(guó)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(guó)三北地區(qū)，而光伏資源多分布于我國(guó)西部和西北部地區(qū)。目前，我國(guó)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(guó)的用電負(fù)荷主要分布在珠三角和長(zhǎng)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(guó)統(tǒng)調(diào)最大高負(fù)荷約為13.7億千瓦，在不考慮時(shí)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(guó)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(jì)，我國(guó)用電量占比最高的地區(qū)一般分布在長(zhǎng)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(guó)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(shí)施，我國(guó)逐漸形成了以跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程送電為主體的跨區(qū)送電通道。
具體來說，根據(jù)我國(guó)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(jì)相對(duì)發(fā)達(dá)、資源相對(duì)貧乏地區(qū)，我國(guó)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(guó)能源建設(shè)重點(diǎn)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(guó)跨省跨區(qū)專項(xiàng)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(shí)現(xiàn)可再生能源的送出與消納。
我國(guó)跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電定價(jià)機(jī)制發(fā)展情況
我國(guó)跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電定價(jià)機(jī)制的演變隨著電力體制改革進(jìn)程主要分為3個(gè)階段。
第一階段，在2017年的第一個(gè)輸配電價(jià)監(jiān)管周期前，我國(guó)跨區(qū)跨省專項(xiàng)工程的輸電價(jià)格根據(jù)跨省跨區(qū)輸電工程不同的功能定位，在定價(jià)上分別采用了單一制容量電價(jià)、單一制電量電價(jià)和兩部制輸電價(jià)的價(jià)格形式。主要功能定位于聯(lián)網(wǎng)備用的“網(wǎng)對(duì)網(wǎng)”的輸變電工程，采用單一制容量電價(jià)方式，由聯(lián)網(wǎng)受益的省級(jí)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(duì)網(wǎng)”輸變電工程，一般采用兩部制輸電價(jià)格形式，容量電價(jià)由受益的省級(jí)電網(wǎng)承擔(dān)，電量電價(jià)由受電省承擔(dān)；主要功能定位于輸送電能的“點(diǎn)對(duì)網(wǎng)”輸變電工程，一般采用單一制電量電價(jià)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(duì)輸配電環(huán)節(jié)實(shí)施獨(dú)立價(jià)格監(jiān)管。2017年12月29日，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格定價(jià)辦法（試行）》（發(fā)改價(jià)格規(guī)[2017]2269號(hào)），對(duì)我國(guó)跨省跨區(qū)專項(xiàng)輸電工程定價(jià)進(jìn)行了進(jìn)一步規(guī)范和優(yōu)化。在輸電價(jià)格的計(jì)算方法方面，文件提出對(duì)于新投產(chǎn)的跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格按照經(jīng)營(yíng)期定價(jià)法核定；在輸電價(jià)格形式方面，文件提出跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程價(jià)格形式按功能核定，執(zhí)行單一制電價(jià)。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，并根據(jù)文件的要求對(duì)原有的跨省跨區(qū)專項(xiàng)輸電工程輸電價(jià)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(xiàng)工程輸電價(jià)格核定的科學(xué)性和合理性，國(guó)家發(fā)改委于2021年10月頒布《跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電定價(jià)辦法》（發(fā)改價(jià)格規(guī)[2021]1455號(hào)）對(duì)定價(jià)范圍進(jìn)行明確的界定，跨省跨區(qū)專項(xiàng)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(duì)明確、潮流方向相對(duì)固定的區(qū)域內(nèi)跨省輸電工程，并實(shí)行單一制電量電價(jià)；可再生能源增量現(xiàn)貨交易的最優(yōu)路徑已滿時(shí)，若通過其他具有空余輸電能力的專項(xiàng)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(guó)形成了較為完整的跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格體系與定價(jià)機(jī)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(xiàng)工程輸電價(jià)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(xiàng)工程輸電價(jià)格
對(duì)促進(jìn)可再生能源外送的局限性
我國(guó)現(xiàn)階段的跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格主要采用的以經(jīng)營(yíng)期方法定價(jià)的單一制電量輸電價(jià)，該計(jì)算方法相對(duì)簡(jiǎn)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(chǎng)化改革的逐步深化，未來我國(guó)各省之間的電力電量交換和電價(jià)將逐步由市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)機(jī)制決定，現(xiàn)行采用的跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程單一制電量輸電價(jià)格定價(jià)機(jī)制將可能在促進(jìn)可再生能源資源配置、在保障專項(xiàng)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(chǎng)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(guó)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)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(jì)提供了市場(chǎng)化手段。在省間電力現(xiàn)貨市場(chǎng)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(bào)價(jià)通過扣除跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)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(duì)買賣雙方價(jià)格的平均值為該賣方節(jié)點(diǎn)的出清價(jià)格，如下圖所示。
從下圖可以看出，買方報(bào)價(jià)經(jīng)跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程電量輸電價(jià)折算后，將導(dǎo)致省間交易電量比采用電量輸電價(jià)之前有所下降（從q2降到q1），可能使得部分時(shí)段可再生能源基地中的部分發(fā)電容量無(wú)法中標(biāo)，即跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程電量輸電價(jià)格以“交易稅”的形式，即提高省間市場(chǎng)交易成本的方式降低省間市場(chǎng)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(xiàng)輸電工程準(zhǔn)許收入回收方面。具體來說有兩個(gè)方面的問題：
一是新增投資計(jì)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(guó)“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(zhǎng)。但由于可再生能源發(fā)電出力具有隨機(jī)性、波動(dòng)性以及間歇性，導(dǎo)致其發(fā)電年利用小時(shí)數(shù)相對(duì)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(duì)較低，導(dǎo)致可再生能源外送的專項(xiàng)工程相較于其他專項(xiàng)工程的投資成本相對(duì)較高，使得可再生能源送出的專項(xiàng)工程投資回收難以與終端用電量增長(zhǎng)直接掛鉤。因此，在我國(guó)目前以輸配電網(wǎng)投資與電量掛鉤的機(jī)制下，未來能夠納入核價(jià)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(jià)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(guó)跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程主要采用經(jīng)營(yíng)期法核定的單一制電量輸電價(jià)，影響專項(xiàng)工程電量輸電價(jià)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(cè)送電量，而預(yù)測(cè)送電量的水平則會(huì)受到送端發(fā)電機(jī)組發(fā)電能力和受端電力市場(chǎng)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(jī)組主要由大型水電和風(fēng)光機(jī)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(chǎng)的供需關(guān)系方面，隨著我國(guó)電力市場(chǎng)化改革的不斷深入，計(jì)劃電量的不斷放開，發(fā)電機(jī)組跨省跨區(qū)送電量也將逐漸受電力市場(chǎng)供需關(guān)系的影響。鑒于我國(guó)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?，F(xiàn)象時(shí)常發(fā)生，使得跨省跨區(qū)專項(xiàng)輸電工程的年輸電量預(yù)測(cè)存在較大的不確定性，此時(shí)采取原有的單一制電量輸電價(jià)格將加大核價(jià)工作量和不確定性，進(jìn)而影響專項(xiàng)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(chǎng)建設(shè)方面，隨著我國(guó)電力市場(chǎng)建設(shè)不斷深入，跨省跨區(qū)電力市場(chǎng)交易逐漸由電量交易轉(zhuǎn)變?yōu)榉謺r(shí)段的電力交易，原有的計(jì)劃交易將逐步演變?yōu)橹虚L(zhǎng)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(jī)制將逐漸得到應(yīng)用和實(shí)施，若專項(xiàng)工程輸電價(jià)格仍采用單一制電量電價(jià)的價(jià)格形式，將無(wú)法與分時(shí)開展的、計(jì)及通道輸電容量的輸電權(quán)機(jī)制相適應(yīng)，難以促進(jìn)專項(xiàng)工程輸電通道容量的合理分配，不利于輸電權(quán)機(jī)制的建立與運(yùn)行。
對(duì)適應(yīng)可再生能源外送的專項(xiàng)
工程輸電定價(jià)機(jī)制的建議
結(jié)合我國(guó)跨省跨區(qū)輸電的基本情況和現(xiàn)階段跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格對(duì)于可再生能源基地發(fā)展的不適應(yīng)性，提出兩點(diǎn)完善和改進(jìn)的建議：
優(yōu)化可再生能源外送的專項(xiàng)工程輸電價(jià)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(guó)未來跨省跨區(qū)輸電權(quán)機(jī)制的建設(shè)，建議結(jié)合電力市場(chǎng)發(fā)展進(jìn)程，逐步調(diào)整跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格由現(xiàn)行的單一制電價(jià)向兩部制電價(jià)過渡。其中電量輸電價(jià)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(shí)定價(jià)機(jī)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(shí)，可根據(jù)水電來水特點(diǎn)設(shè)計(jì)豐枯分時(shí)輸電定價(jià)機(jī)制，通過區(qū)分豐水期和枯水期的輸電價(jià)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(shí)，可根據(jù)風(fēng)電光伏大發(fā)時(shí)段設(shè)計(jì)峰谷分時(shí)輸電定價(jià)機(jī)制，通過降低大發(fā)時(shí)段的輸電價(jià)格，促進(jìn)風(fēng)電光伏進(jìn)一步消納。在容量電費(fèi)分?jǐn)偡矫?，可根?jù)“誰(shuí)受益，誰(shuí)分?jǐn)偂钡某杀痉謹(jǐn)傇瓌t，通過設(shè)計(jì)包含環(huán)境效益、社會(huì)效益、直接或間接經(jīng)濟(jì)效益等多維度超額收益，將容量電費(fèi)分?jǐn)傊潦芏穗娋W(wǎng)的電力用戶，并基于“誰(shuí)受益、誰(shuí)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(xiàng)工程投資評(píng)價(jià)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(xiàng)工程新增投資計(jì)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(xiàng)工程投資效益評(píng)價(jià)體系。一方面，可再生能源基地送出工程的投資效益評(píng)價(jià)指標(biāo)應(yīng)隨我國(guó)新型電力系統(tǒng)和電力市場(chǎng)的深入建設(shè)進(jìn)一步細(xì)化，從不同利益主體和不同時(shí)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(jì)投資效益評(píng)價(jià)指標(biāo)時(shí)不應(yīng)只局限于對(duì)于項(xiàng)目獲利能力的評(píng)價(jià)指標(biāo)，還要考慮送出工程投資建設(shè)對(duì)于新型電力系統(tǒng)和電力市場(chǎng)建設(shè)的影響，例如對(duì)于可再生能源消納的影響、社會(huì)福利的影響等，通過建立多元化的投資效益評(píng)價(jià)指標(biāo)，從而提高專項(xiàng)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(shí)現(xiàn)。
