中國儲能網(wǎng)訊：當前，我國電力行業(yè)面臨新的發(fā)展形勢和環(huán)境，新型電力系統(tǒng)建設和電力市場建設不斷深化，電價形成機制亟待優(yōu)化、完善。作為我國新一輪電力體制改革工作的重點任務之首，“有序推進電價改革，理順電價形成機制”是進一步推進我國電力市場建設，促進新能源資源在更大范圍優(yōu)化配置的重要手段之一。而作為跨省跨區(qū)電力交易價格形成的中間環(huán)節(jié)，跨省跨區(qū)輸電價格形成機制設計的合理性，不僅影響著跨省跨區(qū)輸電工程投資和運維成本的合理回收，還能夠與電力市場中的電能量價格定價機制形成“合力”，共同影響市場競爭效率，發(fā)、用電主體的利益分配，乃至新型電力系統(tǒng)建設環(huán)境下新能源資源的優(yōu)化配置。
現(xiàn)階段，南方區(qū)域電力市場建設加快，南方區(qū)域電網(wǎng)“西電東送”輸電工程目前執(zhí)行的、按通道核定的單一制電量輸電價格機制，可能在適應區(qū)域電力現(xiàn)貨市場、促進新能源跨省消納方面存在局限性。南方電網(wǎng)現(xiàn)行輸電定價機制對促進“西電東送”輸電工程準許收入回收和跨省跨區(qū)電力交易起到了積極作用，但在新形勢、新環(huán)境下，該機制在執(zhí)行過程中逐漸顯現(xiàn)出諸如降低南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清效率與競爭效率、影響成本回收與分攤的公平性等一系列問題。因此，現(xiàn)行跨省跨區(qū)輸電定價機制亟待優(yōu)化與完善。
作為在英國和挪威等歐洲國家廣泛采用的輸電定價方法，“點費率”輸電定價方法在促進提高區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清效率和競爭效率、引導機組優(yōu)化投資選址方面具有一定的積極作用，對我國南方電網(wǎng)“西電東送”輸電工程定價有一定借鑒意義。
為此，本文在梳理南方區(qū)域電力市場建設與發(fā)展情況、南方電網(wǎng)“西電東送”輸電工程的現(xiàn)行輸電定價機制的基礎上，深入分析了南方區(qū)域電網(wǎng)現(xiàn)行輸電定價機制的局限性，并探討了在南方電網(wǎng)應用“點費率”輸電定價方法的利弊。
南方電網(wǎng)和區(qū)域電力市場建設情況概述
總體來看，南方電網(wǎng)的電力負荷主要分布在珠三角地區(qū)，而發(fā)電資源多集中在云貴一帶，資源稟賦呈“西高東低”的態(tài)勢，跨省電力交易頻繁。2022年7月23日，覆蓋廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區(qū)的南方區(qū)域電力市場啟動試運行，至今已完成8輪調電與4輪結算試運行，2023年“西電東送”電量為2041億千瓦時，其中市場化交易電量712億千瓦時，占總量的35%。隨著我國能源政策的調整，南方電網(wǎng)的電源和“西電東送”電網(wǎng)結構逐步演化、調整，呈現(xiàn)出如下特征：
第一，南方區(qū)域能源結構呈現(xiàn)多元化特征，且近年來可再生能源電力市場化交易總量增長迅速。其中在發(fā)電側，貴州水電火電兼顧，近年來，亦在大力發(fā)展風力與光伏發(fā)電；南網(wǎng)3省區(qū)水電資源豐富，云南瀾滄江、貴州烏江、廣西南盤江與紅水河均為我國重要的水電基地，總規(guī)劃裝機容量達5000萬千瓦以上，因此在汛期“西電東送”輸電網(wǎng)絡基本滿負荷運行。在負荷側，廣東地區(qū)近年來致力于發(fā)展海上風電，廣西在全國范圍內率先實現(xiàn)了“水、火、核、風、光、氣”全類型電源參與市場交易。
第二，南方區(qū)域部分省市產業(yè)結構調整，省間供需形勢有所改變。2017年以來，云南省政府發(fā)文支持電解鋁等能源密集型產業(yè)的引入，為相關產業(yè)提供政策優(yōu)惠，從山東、山西、河南等省份吸引了部分電解鋁的產能，近年來，云南省出現(xiàn)省內用電量增速反超發(fā)電量增速的情況，省內供應形勢趨緊，外送能力有所下降。作為受電省的廣東于2018年以來印發(fā)了諸如《廣東省海上風電發(fā)展規(guī)劃》等一系列政策文件，促進相關產業(yè)的可持續(xù)發(fā)展，填補部分用電量缺口，省外購電意愿受到一定影響。
第三，南方電網(wǎng)公司經營范圍內的“西電東送”跨省跨區(qū)專項輸電工程具有明顯的“鏈狀電網(wǎng)”特征，隨著“西電東送”專項輸電工程的功能逐步發(fā)展、演變，近年呈現(xiàn)出“共用網(wǎng)絡”的特征。在南方電網(wǎng)建設初期，跨省直流輸電工程主要用于國家指令性計劃電廠配套電能送出，具有專用性。隨著電網(wǎng)建設進一步深化，南方電網(wǎng)通過500千伏、±500千伏和±800千伏等“八交十一直”跨省跨區(qū)輸電工程形成了南方區(qū)域交直流混聯(lián)電網(wǎng)。例如，除金中直流和昆柳龍直流的其他所有直流線路皆將電力從云貴兩省直接送往廣東進行消納；八條交流線路，以及昆柳龍直流線路雖也起于云貴，終于廣東，但是可以在廣西被下網(wǎng)使用；金中直流則將電能從云南送往廣西。雖然各條線路送受端較為明確，但彼此之間也相互關聯(lián)，與南方區(qū)域電力市場的省級網(wǎng)絡相互連接，共同組成南方電網(wǎng)的整體網(wǎng)架結構。
第四，南方區(qū)域電網(wǎng)電力生產與輸送接受全網(wǎng)統(tǒng)一調度管理，交易結算與生產運行解耦，僅在交易與生產的總電量上實現(xiàn)了電量平衡。在進行電力交易時，“西電東送”的電費結算按照交易關系開展，但是實際進行電力的跨省區(qū)傳輸時，在豐水期，為了保證水電跨省區(qū)消納，必須要充分利用全部的通道輸電能力，而在枯水期，則需要統(tǒng)籌各條線路的檢修與送電，才能保證電力在送受兩省之間正常穩(wěn)定的供應。電力交易與實際電網(wǎng)運行的解耦，造成了雖然主網(wǎng)架物理輸送總電量與交易結算總電量相等，但具體到每條線路的物理輸電量與交易電量并非一一對應關系的情況。
南方電網(wǎng)現(xiàn)行輸電定價機制及存在的局限性
現(xiàn)行輸電定價機制
我國跨省跨區(qū)電網(wǎng)主要由跨省跨區(qū)專項輸電工程和區(qū)域共用輸電網(wǎng)絡組成，二者采取了不同的價格形成機制。其中，跨省跨區(qū)專項工程實行單一電量電價制，按經營期方法核價。根據(jù)規(guī)劃設計之初的功能定位，我國跨省跨區(qū)專項工程又分為“點對網(wǎng)”專項輸電工程和“網(wǎng)對網(wǎng)”專項輸電工程?！包c對網(wǎng)”專項輸電工程指一個電廠按照規(guī)劃消納方案，向一個或多個外省電網(wǎng)送電，包括“網(wǎng)對網(wǎng)”方式送電但明確配套電源點（如西電東送配套電源）的情況。“網(wǎng)對網(wǎng)”送電交易一般指省網(wǎng)間的長期電力交易，通常是由相關省級政府協(xié)商形成或因歷史形成的、由電網(wǎng)企業(yè)代理的跨省跨區(qū)電力交易。
在2002年的第一輪電價改革中，南方電網(wǎng)“西電東送”輸電工程被確定為跨省跨區(qū)專項輸電工程。在目前西電東送的輸電價格核定中，“網(wǎng)對網(wǎng)”專項輸電通道整體定價和“點對網(wǎng)”專項輸電工程單獨定價并存，全部采用單一制電量輸電價格。由于在電網(wǎng)規(guī)劃早期，南方電網(wǎng)“點對網(wǎng)”送電交易由指定電源點及其配套輸電工程支撐，以物理形式實現(xiàn)，目前該類輸電線路輸電價格根據(jù)特定線路及電廠的實際情況，按照經營期法單獨核定，而“網(wǎng)對網(wǎng)”輸電通道參照省級電網(wǎng)“準許成本+合理收益”模式整體定價，并按照送電交易關系分別確定云南送廣東、貴州送廣東等6類輸電價格。然而，隨著南方電網(wǎng)“西電東送”輸電工程的發(fā)展演變，“西電東送”專項輸電通道逐漸呈現(xiàn)共用網(wǎng)絡的功能，目前的“點對網(wǎng)”交易逐漸演化為現(xiàn)在的交易形式、結算關系上的“點對網(wǎng)”交易。
現(xiàn)行輸電定價機制的局限性
作為重要的公用事業(yè)價格，輸電定價除需要滿足“回收輸電準許收入”和“公平分攤成本”兩條基本原則之外，還應與我國能源政策的發(fā)展相協(xié)同，具體來說：一是應當按照輸電網(wǎng)絡實際功能核定輸電價格，現(xiàn)階段南方電網(wǎng)輸電價格應當體現(xiàn)“西電東送”輸電工程總體上呈現(xiàn)出的“共用網(wǎng)絡”特征，在一定程度上反映實際的電力生產與輸送的情況；二是助力新能源電力電量的跨省消納，以順應新能源發(fā)電占比逐年提高的趨勢，助力新型電力系統(tǒng)建設；三是應當有助于促進源網(wǎng)資源的優(yōu)化配置，例如計及南方電網(wǎng)“鏈狀”特征，在輸電價格中引入體現(xiàn)位置信號的輸電價格機制，體現(xiàn)不同節(jié)點送、受電行為對南方區(qū)域跨省輸電工程運行和投資的影響，與電力現(xiàn)貨市場價格協(xié)同引導新能源電源和用戶的發(fā)用電行為。然而，現(xiàn)階段南方區(qū)域按通道核定的單一制電量輸電價格機制可能難以充分體現(xiàn)以上功能。
首先，現(xiàn)行的按照“點對網(wǎng)”以及“網(wǎng)對網(wǎng)”輸電通道分別核定輸電價格的方式，難以適應“西電東送”主網(wǎng)架“共用輸電網(wǎng)絡”的運行特點。從功能來看，南方電網(wǎng)“西電東送”主網(wǎng)架的工程定位和網(wǎng)架結構是統(tǒng)一整體，生產運行受全網(wǎng)統(tǒng)一調度管理，共同實現(xiàn)西電東送的送電戰(zhàn)略，在功能上具備統(tǒng)一核價的基礎；在政策層面，根據(jù)《跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2021〕1455號）第十六條，“多條專項工程統(tǒng)一運營并形成共用網(wǎng)絡的，參照省級電網(wǎng)‘準許成本加合理收益’方法定價”，在政策上亦具備支撐。
其次，南方電網(wǎng)現(xiàn)行的單一電量電價制輸電價格可能會影響南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場的出清效率和競爭效率。在出清效率方面，受到南方電網(wǎng)主網(wǎng)架按照通道核價方式的影響，南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場在進行出清模型計算時，在客觀上需要建立送、受節(jié)點與多個輸電通道輸電價格之間的匹配關系。這種按照通道核定的電量輸電價格機制在出清計算過程中涉及到稀疏矩陣的生成，隨著市場參與者數(shù)量增加和交易規(guī)模的進一步擴大，稀疏矩陣在規(guī)模效應下增加了出清模型的復雜度，對出清效率造成了一定的影響。在競爭效率方面，單一制電量輸電價格能夠通過影響跨省交易機組向區(qū)域市場供電的短期邊際成本，而影響各機組在電力現(xiàn)貨市場中的報價排序，可能在影響新能源跨省消納的同時，提高電力現(xiàn)貨市場的出清均價，進而提高用戶的用電成本，降低市場競爭效率。
第三，南方電網(wǎng)現(xiàn)行的單一制電量輸電價格可能難以實現(xiàn)輸電成本的回收。一方面，南方區(qū)域送電側發(fā)電能力受來水情況影響較大，且隨著可再生能源裝機占比的逐年提高，其發(fā)電間歇性、隨機性和波動性的出力特征可能進一步降低跨省跨區(qū)輸電容量的利用率，為輸電準許收入的回收帶來壓力；另一方面，近年來南方電網(wǎng)公司經歷產業(yè)結構調整，作為送端省份的云南省引進大量能源密集型產業(yè)，作為受端省份的廣東省則正在發(fā)展海上風電，未來南方電網(wǎng)公司跨省送受電量存在下降的可能性，若仍按照單一制電量電價核定輸電價格，可能為輸電準許收入的實現(xiàn)帶來挑戰(zhàn)。
基于“點費率”方法的南方區(qū)域輸電定價機制優(yōu)化建議
“點費率”輸電定價方法
通過對國際實踐的調研，“點費率”（PoC，Point-of-Connection Tariff）輸電定價是一種定價思想，即區(qū)別于按照輸電通道或連接電力交易送受節(jié)點間輸電路徑定價的思路，綜合考慮電網(wǎng)用戶在其接入節(jié)點的發(fā)用電行為，按照節(jié)點或價區(qū)核定輸電價格，并在同一節(jié)點執(zhí)行相同水平的輸電價格（電量電價或容量電價），電網(wǎng)用戶只需按照其用電量或容量（報裝容量或最大負荷）支付輸電費，無需考慮具體的送受電交易。
“點費率”輸電定價思想的初衷是為了解決電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下的輸電費支付問題。在歐美等國家及地區(qū)電力交易開展初期，均以雙邊交易作為主要的交易形式，在明確送、受主體，交易電量和電能交易價格的基礎上，以合同路徑法或兆瓦公里法等方法明確輸電路徑和輸電費用，進而開展電力交易。然而，在電力現(xiàn)貨市場建立以市場集中出清作為確定市場主體交易量和交易價格的方式后，市場主體將難以明確交易對手方，傳統(tǒng)的輸電定價方式將不再適用。此時，“點費率”輸電定價方法應運而生，這種按照節(jié)點或價區(qū)核定輸電價格，并在同一節(jié)點執(zhí)行相同水平的輸電價格，無需考慮具體的送受電交易的輸電定價方式，能更好地適應電力現(xiàn)貨市場環(huán)境。
從國際實踐來看，諸如英國和挪威等電力市場先行國家及地區(qū)在應用“點費率”輸電定價方法時，均根據(jù)其電力市場建設情況和能源政策目標在輸電價格中引入了位置信號。例如，英國的輸電網(wǎng)使用費在應用“點費率”輸電定價方法時引入了基于“兆瓦-公里”的位置信號，引導發(fā)電廠和電力用戶在選址時統(tǒng)籌考慮自身的收益情況與其發(fā)用電行為。而挪威在其輸電過網(wǎng)費中應用“點費率”輸電定價方法時，將節(jié)點的發(fā)電與負荷之比等作為影響各節(jié)點輸電價格水平的關鍵因素，鼓勵用戶選址時關注電網(wǎng)中各節(jié)點的電力供需，引導資源優(yōu)化配置。
南方區(qū)域電力市場輸電定價方法優(yōu)化建議
首先，建議進一步明確南方電網(wǎng)主網(wǎng)架功能，適時調整核價范圍。在第一輪電力體制改革和電價改革時，國家能源價格主管部門將南方電網(wǎng)“西電東送”主網(wǎng)架確定為跨省跨區(qū)專項工程，并按照輸電工程的功能以“點對網(wǎng)”和“網(wǎng)對網(wǎng)”形式核定輸電價，但隨著南方電網(wǎng)供需關系的調整，主網(wǎng)架的發(fā)展變化，當前南方電網(wǎng)已向工程定位、網(wǎng)架結構統(tǒng)一整體、生產運行全網(wǎng)統(tǒng)一調度管理的“共用網(wǎng)絡”演化。建議國家能源價格主管部門進一步明確南方電網(wǎng)“西電東送”主網(wǎng)架功能，按照功能演化情況適時調整核價范圍。
其次，建議在南方電網(wǎng)“西電東送”輸電定價中引入“點費率”輸電定價方法，協(xié)同提高南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清效率。在南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場建設環(huán)境下，現(xiàn)行的、按通道核定輸電價格的方法，客觀上使得出清模型中需引入稀疏矩陣來表征送、受節(jié)點與輸電通道輸電價格之間的匹配關系，增加了市場出清的復雜度。而引入“點費率”方法后，市場主體支付的輸電價格僅與其所在節(jié)點或區(qū)域相關，客觀上可以簡化出清模型，提高電力現(xiàn)貨市場的出清效率。
最后，建議在引入“點費率”輸電定價方法后，逐步將南網(wǎng)現(xiàn)行的單一制電量電價機制優(yōu)化調整為兩部制電價機制。根據(jù)前文所述，可再生能源裝機占比提高帶來的發(fā)電能力不確定性的增加、水電來水量的波動及南方區(qū)域部分省份的產業(yè)結構調整等諸多因素，可能在一定程度上影響南方區(qū)域跨省送受電電量水平，單一制電量輸電價格可能會為輸電準許收入的回收帶來不確定性。兩部制輸電價格的引入能夠在一定程度上降低電量輸電價格水平，減弱電量輸電價格以“交易稅”形式對電力現(xiàn)貨市場競爭效率的影響，進一步提高南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場競爭的有效性。
