跨区输电价格下降的原因及影响

近期，发改委发布陕北-湖北、雅中-江西特高压直流临时输电价格，这是新版《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》发布后首次核定跨区工程定价。笔者注意到，对比此前同类工程输电价格，此次价格有较大幅度下降。输电价格的下降以及对于新能源省间交易的特别支持，对于促进新能源电力跨区消纳积极作用明显。现阶段，新能源开发面临新的形势，跨区特高压直流输电工程建设提速需求更加凸显。

（来源：微信公众号“奇点能源”作者：王康）

一、特高压直流输电价格下降明显

10月2日，发改委印发的《关于陕北-湖北、雅中-江西特高压直流工程临时输电价格的通知》中，对今年建成投运的±800千伏陕北-湖北、雅中-江西特高压直流工程临时输电价格进行了确定。（临时输电价格是在工程投运初期，投运以来资产、运维成本、收入、输送电量、线损率等与输电价格相关的基础数据缺失的情况下，根据工程的核准批复文件、可研报告及第三方评估意见、工程性质与功能、设计施工图评审意见等相关支持性文件资料等核算出来的临时电价。）

其中陕北～湖北工程临时输电价格为5.12分/kWh（线损率5%），雅中～江西工程临时输电价格为6.85分/kWh（线损率6%），值得注意的是：上述电价包含输电环节线损，而笔者查到的以前特高压直流工程输电价格一般不含线损。

为方便与其它工程价格进行对比，上述含线损输电价格可分解成输电价格+损耗成本，损耗成本等于：送端电价*线损率/(1-线损率)，送端电价陕西按0.35元/kWh（参照原火电标杆上网电价）、四川0.26元/kWh（水电全年标杆上网电价低值）进行简单测算，两工程线损折价分别为1.84分、1.66分，则对应的不含线损输电价格为3.28分，5.19分。

对比同等长度线路（详细信息见第三章表1），雅中-江西直流相对宜宾-金华直流输电价格（不含线损）下降约30%，对比相同投资水平线路的输电价格也下降了30%-35%；而陕西-湖北相对等容量造价接近的云南-广州、普洱-江门直流，考虑容量差异折算后输电价格（不含线损）下降幅度也超过30%。虽然此次核定的为临时输电电价，但也可见2021年10月发改委正式发布《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》（以下简称“新办法”）之后，跨区工程输电价格下降已成定局。

二、特高压直流输电价格下降原因及影响

（一）影响特高压直流输电价格的因素分析

新办法发布之时，适逢第三监管周期即将开启，目的在于进一步完善输配电价体系、夯实输配电价改革成果，有力推动跨区电网建设，更好服务全国统一电力市场。

根据办法，跨省跨区专项工程输电价格以弥补成本、获取合理收益为基础，按照资本金内部收益率对工程经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标，核定工程输电价格。具体如下：年净现金流=年现金流入－年现金流出，其中：年现金流出=资本金投入+偿还的贷款本金+利息支出+运行维护费+税金及附加。输电价格计算公式为：输电价格（含增值税）=年均收入/（设计输电量×（1-定价线损率）），直流输电工程设计输电量=设计利用小时×额定容量。设计利用小时按政府主管部门批复的项目核准文件确定，文件中未明确的，原则上按4500小时计算。

可见，影响特高压直流工程输电价格（不含线损）主要因素有（以下影响幅度值仅为笔者个人根据公开资料推算结果）：

1.工程投资。工程收入以回收投资成本并获得一定收益率（资本金内部收益率最高不超过5%）为目标，工程投资越大，每年需要的净利润越大，而折旧、利息等成本也越高，在输电量一定的情况下，要求输电价格越高。

2.运维费率。新办法提出运行维护费率按照成本监审核定的跨省跨区专项工程运行维护费除以固定资产原值的比例确定，最高不超过2%。而2017年版（原办法）实际核定存量专项工程价格时，运维费率取2.5%。新办法运维费率降低0.5%。以雅安-江西为例，按照利用小时数4500小时，此项造成输电价格降低约0.3分钱。

3.折旧年限。原办法按30年折旧，新办法按35年折旧，摊薄了专项工程的折旧成本，使现金流优于原办法，造成核定年收入下降，年收入降低额约为总投资的0.2%-0.3%。以雅安-江西为例，此项造成输电价格降低约0.15分。

4.资本金收益率。新办法规定资本金内部收益率按不超过5%核定。原办法中，实际利用小时达到设计值 75%的，资本金收益率参照《省级电网输配电价定价办法（试行）》核价参数确定，其中权益资本收益率按本监管周期初始年前一年1月1日-6月30日国家10年期国债平均收益率加不超过4个百分点核定，10年期国债平均收益率一般在3%左右，即原办法中资本金收益率不高于7%，高于新规定约2%。按照资本金收益率降低2%粗算，以雅安-江西为例，此项可能造成输电价格降低约0.2-0.3分。

5.输电小时数。原办法按照工程的功能定位确定价格机制，以联网功能为主的专项工程按单一容量电价核定，由联网双方共同承担；以输电功能为主的专项工程按单一电量电价核定。新办法规定跨省跨区专项工程输电价格实行单一电量电价制，工程收益高低将取决于实际利用小时，如果利用小时低于设计小时，将达不到预定收益。此办法促进电网公司提升输电通道利用效率意图明显。而原办法中只要实际利用小时达到设计值 75%，则资本金收益率即可参照《省级电网输配电价定价办法（试行）》核价参数；而实际利用小时达不到设计值 75%的，资本金收益率可适当降低。可见原办法在利用小时方面，给与弹性空间较大。由于新能源能量密度较低，以及水电站干枯季明显，以输送新能源或水电为主的线路，输电小时数很可能达不到设计值。对于其他同等条件下，如果输送电量仅设计者75%，其输配电价将相差25%，此项影响非常明显。

通过上文分析，新办法对跨区专项工程输电价格的定价有很大程度收紧，从而促进输电价格产生较大降幅。

（二）输电价格下降将产生的影响

1.有助于推动全国电力市场的建设。近日，发改委、能源局批复了国家电网公司上报的《省间电力现货交易规则》。中央全面深化改革委员会第二十二次会议也强调：加快建设国家电力市场。跨区输电价格下降，降低了省间电力交易的成本，更有利于电力资源在全网内部流动，让送受端在价格联接上更加紧密，在更大范围内更快形成统一电力市场。

2.有效提升新能源消纳能力。输电价格下降的同时，新办法提出：“对于参与跨省跨区可再生能源增量现货交易，如有多条专项工程送电路径且最优价格路径已满送，通过其他具有空余输送能力的专项工程送电的，仍按最优路径价格执行；在专项工程输电能力空余情况下，电网企业为提高工程利用效率临时增加电量输送的，增送电量可按不高于工程核定输电价格的水平执行。”可见，对于输送可再生能源增量现货交易电量，新能源可选择最优通道，同时在新的输电价格基础上仍存在价格下降空间，进一步提高了新能源进行省间交易的竞争力，能促进更大规模、更低成本消纳。

3.为输电通道建设预留了成本空间。新能源比例的增加，带来的调节、输送成本不断提升。新办法通过压缩电网收入空间，实现在同等成本疏导的基础上，能建设更多的输电设施；同时，新办法在特高压工程输电能力设置低限同时，对于工程输电小时超出部分的收益，70%用于支持新能源跨省跨区外送工程建设，能增加输电工程资金来源。

（三）相关建议

整体来说，新办法在成本、收益控制以及利用小时方面对电网公司提出了非常高的要求，特别是对于每条线路单独核价，低于设计电量时电网公司受到损失，而高于设计电量超额收益大头由政府列入专项，降低了电网公司内部调剂的空间。可以说跨区跨省输电工程价格降低空间已见底。促进特高压通道建设绝不能竭泽而渔，建议：一是国家利用专项金融支持工具，持续降低特高压建设融资成本；二是引入更多的利益主体参与特高压建设，如发改办运行〔2021〕445号确定的：对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的新能源配套送出工程，允许发电企业投资建设，缓解新能源快速发展并网消纳压力。

三、特高压直流工程大盘点和发展预测

（一）特高压直流工程大盘点

由于我国能源资源分布与负荷中心严重失衡，发展直流特别是特高压直流成为大规模远距离输电的首选。2010年±800kV复奉（向上）直流投产，标志我国正式进入特高压直流时代。截至2021年底，我国已建成特高压直流18回（如图1中红色线路），总输电容量约1.43亿千瓦，成为西电东送的主力军，我国也基本形成了交直流混联的骨干网络。

图1 2021年底我国特高压骨干网架示意图（此图参考全球能源互联网合作组织：《中国“十四五”电力发展规划研究》）

另外，通过统计各直流相关信息形成表格如表1：

表1 我国特高压直流输电工程信息大盘点

注：各线路长度、投资、电价数据来自发改委等相关网站

（二）特高压直流发展预测

根据国网公司“碳达峰、碳中和”行动方案，“十四五”规划建成7回特高压直流（含陕西-湖北、雅中-江西直流），当前尚未见到南网发布相关报告。但是，在双碳目标约束下，预计特高压直流在“十四五”期间将提速，“十五五”期间进入快速建设通道，主要判断如下：

一是新能源大基地建设加快要求特高压直流建设提速。实现能源电力深度脱碳目标，根据国网能源院预测，2030年新能源装机总量将达到16亿千瓦（8.3亿千瓦光伏、6.8亿陆上风电、0.9亿海上风电），意味着新能源在2030年前仍将增加约10亿千瓦。由于中东部地区新能源资源日益匮乏，预计新能源开发将以陆上、海上大基地为主，预计陆上大基地新能源新增5亿千瓦以上，保守估计50%通过特高压直流送出，考虑风、光、储配套，实现风、光对输电通道复用（即1千瓦风电和1千瓦光伏配置一定储能，通过错峰，通过1千瓦输电容量送出，以实现通道资源最大化利用），乐观估计新增输电线路新能源比例达到75%，保证大基地送出需要新增特高压直流输电功率约1.67亿千瓦；同时考虑“十四五”、“十五五”期间新增水电装机8000万千瓦，估计至少需要配套4000万的跨区输电能力。上述总计需要建设跨区输电能力约2亿千瓦，考虑产业转移、氢能发展和允许范围内弃风弃光，预计2021-2030年至少建设特高压直流1.5亿千瓦，总投资额约3500-4500亿元（含陆上特高压柔直）。

二是省间现货市场建设加快要求跨区输电能力提升。省间现货交易电量相当于在原来省间中长期和计划电量的增量，从而使跨区通道增加新的潮流。特别对于当前促进新能源进入市场消纳的政策环境下，三北地区富余新能源电力跨区交易需求更加迫切，输电通道不足的矛盾将更加尖锐，将加快推进跨区输电能力建设。

参考：

1.电价研究前沿公众号，关于《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（征求意见稿）》有关情况的探讨

2.国网能源研究院有限公司，中国能源电力发展展望2021