全国统一大市场跨省交易机制探索

市场的扩大可以增加资源优化配置的范围，提高资源配置效率。2022年4月10日，中共中央、国务院发布关于加快建设全国统一大市场的意见，要求加快建立全国统一的市场制度规则，打破地方保护和市场分割，打通制约经济循环的关键堵点。统一的能源市场是全国统一大市场的重要部分，而多层次统一的电力市场又是统一能源市场的关键环节。分析影响全国统一电力市场，特别是现货市场建设的关键堵点，促进跨省跨区的电力交易，是当前电力市场建设迫切需要解决的问题。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理” 作者：荆朝霞 许玉婷）

跨省跨区输电定价机制

对全国统一现货市场建设的意义

电力市场与一般商品市场相比，其中一个重要特点就是需要通过具有复杂的技术经济特性的电网进行传输。电力市场机制设计中，如何处理电网相关的约束与成本，以在保证电力系统安全运行的情况下提高电网利用率、扩大资源配置范围、提高交易空间，是需要考虑和解决的重点问题之一。主要需要考虑两方面的问题：收费机制与阻塞管理。一方面，考虑到输配电成本主要是投资成本，在运行阶段可以认为是沉淀成本，电网服务的收费需在保证公平的前提下尽量减小对电能量现货市场的影响；另一方面，在系统运行中当发生电网容量不足，即发生阻塞时，以合理的方式进行电网容量的分配，以使电网发挥最大的价值。

国际上成熟的电力市场一般通过两个方面的设计实现以上目标：一是输配电定价方面，在统一交易的现货市场中，采取点费率的收费方式或基于容量的收费方式，使得在电能量市场中可以不考虑电网使用相关的费用；二是在现货市场中，一般采用考虑电网约束的出清方式，实现电网的最大化利用。

我国目前在多个地区已经建立了省级电力现货市场。由于省内输配电费主要向用户收取，且大多采取“点费率”的方式，现货市场可以采用国际上标准的模式，实现电能量资源和电网资源的协调优化。正在推进的区域现货市场和全国统一电力市场，则面对输配电收费机制与现货市场发展不协调的问题：无论是跨省跨区专项工程还是区域电网工程，收费中都含有与跨省跨区交易量相关的分项。这将造成两个方面的问题：首先，与跨省跨区交易量相关的输电费会降低现货市场可交易空间，从而减小可能从市场获得的提高资源配置的红利；其次，在区域或全国统一现货市场出清模型中，需要显式考虑输电价格，大大增加出清的技术复杂度，降低市场价格信号的可理解性。

我国当前跨省跨区输电定价机制现状

我国对输电设施的定价按其输电范围和用途分为三类：省内输电设施、跨省跨区专项工程、区域电网，对应的定价方法分别由《省级电网输配电价定价办法》（发改价格规〔2020〕101号）《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》（发改价格〔2021〕1455号）《区域电网输电价格定价办法》（发改价格规〔2020〕100号）确定。

省级电网输配电成本主要由用户侧承担，分用电类型、电压等级采取一部制电量电价和容（需）量电价相结合的定价方式：电度电价又称电量电价，基于用户的实际用电量收取；容（需）量电价按照用户的变压器容量或最大需量收取。“网对网”省外购电用户承担的输电价格，按照与省内用户公平承担相应电压等级准许收入的原则确定，不承担送出省省内用户间交叉补贴的责任。

跨省跨区专项工程是指以送电功能为主的跨区域电网工程，以及送受端相对明确、潮流方向相对固定的区域内跨省输电工程，实行单一电量电价制，基于核定的价格及跨省跨区物理输电量收费。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。对具备条件的跨省跨区专项工程，可探索通过输电权交易形成输电价格，进一步提升专项工程利用率、促进电力资源优化配置。

区域电网输电价格是指区域共用输电网络的电量输送和系统安全及可靠性服务的价格。区域电网准许收入通过容量电费和电量电费两种方式回收，两者之比根据折旧费及人工费之和与运行维护费（不含人工费）之比确定。电量电费随区域电网实际交易结算电量收取，由购电方支付。容量电费按照受益付费原则，向区域内各省级电网公司收取。

各交易机构根据以上电价政策制订跨省跨区的交易规则。比如，北京电力交易中心在2021年11月和2022年5月分别发布的《跨省跨区中长期交易实施细则》和《跨省跨区现货交易实施细则》中规定，跨区交易组织方式是基于合同路径法将买方节点的报价考虑输电价格和网损价格后折算到卖方节点，价差大于零者成交。这种方式在一定程度上规避了利润较低的跨省交易，但也造成了跨省跨区通道利用率低下的情况，目前大部分输电线路利用率不超过80%，跨区域的直流通道利用率还有很大的提升空间。

国际典型输电收费方法

输电费是对输电服务的收费，收费方法与服务类型有关。输电服务一般分为网络服务和点到点服务两大类。对网络服务，一般采用点费率的方法，即收电费仅与所在位置相关，与能量交易对手无关，一般向用户收费或者同时向用户与发电收费。对点到点服务，有两种主要的收费方式：基于输电权的收费及基于输电量的收费。

网络服务费可以采用一部制容量收费、一部制电量收费或“容量+电量”的两部制收费。容量费按照变压器容量或最大需量收费，电量费按实际发电量或用电量收费，但无论容量费还是电量费，都与能量市场中的交易对手无关。

对跨越两个电能量市场或两个不同的电网公司的输电，有两种主要的收费方式：基于输电权的收费与基于输电量的收费。输电权的价格一般事先确定或通过拍卖形成，一般为一部制容量价格，与具体的输电量无关；基于输电量的收费又分为两种：按核定的价格收费、按现货市场出清价计算的节点价差收费。在一个统一的电力市场内，不同节点间的输电一般按节点电价差收费，因此在市场出清模型中不单独考虑输电的价格，根据出清结果计算输电服务两端节点的电价差，并将其作为输电费（即阻塞费）。

我国输电定价方法存在的问题

我国省级电网输配电定价及区域电网输电定价中的电量电价都属于网络服务，采用的定价方法本质上属于点费率的方式：收费仅与所在位置相关（目前主要以省为单位划分），与能量市场的交易对手无关。在这种收费方式下，区域市场及全国统一电力市场电能量交易可以不考虑输电费，电量电价的收取方式不会影响跨省跨区能量交易的成交。

但是，对跨省跨区专项工程，目前采取基于跨省跨区物理输电量的一部制电量电价，这种输电定价方法一方面将影响跨省跨区能量交易的成交，减小交易潜力，降低资源配置效率；另一方面将大大增加区域电力市场、全国统一电力市场电能量市场建设的难度。

首先，基于一部制电量电价的输电定价方法减小交易潜力。在这种方式下，送、受两端的电价差超过电量电价差才可以成交，当电量电价差小于输电价格时，交易无法成交。

其次，这种定价方式下，在统一电力市场的出清模型中需要考虑输电价，增加了出清的技术实现难度。

我国对跨省跨区专项工程的收费采取一部制电量电价的形式，是延续电力市场改革前的电价体制的结果。在电力市场改革前，发电计划、输配电价由不同的国家机构负责，分别考虑不同方面的目标：发电计划由主管行业运行的机构负责，主要考虑电力系统运行的安全和效率，降低发电成本；输配电价主要由价格部门制定，综合考虑对电网的激励、成本的合理分摊等目标。基于一部制电量电价的收费方式，可以在一定程度上促进联网公司提高输电工程利用率。由于发电计划独立的由不同的部门制订，不会受到输电价格的影响，因此发电计划和输配电价都可以分别实现其政策目标。但是，电力市场改革后，发电、用电和交易决策由市场主体自主进行，输配电费是市场主体成本的重要组成部分，其收费定价方法会影响其决策，进而会影响最终的调度结果、影响市场实现资源优化配置的能力。

我国本轮电力市场改革已经进行多年，之所以跨省跨区专项工程还没有改革，主要是以下方面的原因：一方面本轮改革以省级市场起步，跨省跨区输电收费方法对省级市场没有大的影响；另一方面担心取消一部制电量电价后，电网公司缺乏控制投资、提高利用率的动力。

适合我国电力市场的输电权交易方案

在大力推动全国统一电力市场建设的背景下，跨省跨区专项工程输电定价机制与电能量市场交易机制不协调的问题将越来越突出，需要尽快寻找解决的方案。2021年国家发改委在《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》中指出，可探索通过输电权交易形成输电价格，以适应电力市场加快建设发展需要，进一步提升输电价格机制灵活性。

笔者结合美国、加拿大等国家的经验及我国的实际情况，提出一种基于输电权的跨省跨区专项工程输电定价机制，可以促进提高输电工程利用率、提高输电定价机制与全国统一电力市场建设的协调性。

本方案的核心内容有三个方面：准许收入的核定、输电权价格的核定和不同类型输电服务的收费。

首先是输电服务的收费。采用类似PJM点到点输电服务的定价方法。对跨省跨区输电服务采取基于输电权的收费方法。年度、月度及周以上的交易必须提前购买输电权，并在现货市场提交交易计划。在现货市场中，以物理交易的形式优先保证这些跨省跨区交易成交。日前及日内交易可以不提前购买输电权，在电网有空余容量时成交，输电价格为两个节点间的价格差。

其次是输电权价格的核定。输电权的价格根据核定的准许收入及核定或预测的输电利用率情况确定，保证在输电工程的利用率达到设计或核定的情况时，可以得到充足的收益。可以定义单一品种的输电权，也可以定义固定型和临时型两种输电权。临时型输电权的价格远远低于固定型输电权，但购买临时型输电权的交易不保证其物理成交。固定型的输电权又可以分为年度、月度等不同类型，可以采用相同的价格或不同的价格。输电权可以根据实际情况按峰、谷时段或汛、枯时期分别定价，也可以简单地采取不分时的方式。

最后是输电工程准许收入的核定。根据输电工程实际投资和成本情况、核定的利用率、实际利用率等确定年准许收入，基本原则是保障电网投资成本的可靠回收且利润合理，并给予电网公司提高输电通道利用率的正向激励。年度交易结束后，按输电工程或电网公司核算年度实际输电收入，包括所有类型的输电权销售收入、跨省跨区阻塞费及阻塞盈余收入。对与初期核定的准许收入有偏差的，根据输电工程的实际利用情况及电网公司的运营情况，对偏差部分在电网公司和输电用户之间分摊或分享，对分摊或分配给输电用户的部分，滚动计入下一年或下一期的准许收入中。偏差收入在电网公司和输电用户之间的分摊或分享机制需要进行进一步的设计，以对电网公司形成提高利用率、较小阻塞的正向激励。

电网是电能量交易的平台和通道，电网的公平开放、合理定价是促进电能量交易的必要前提。我国的输配电定价机制，特别是跨省跨区输电定价机制，仍然是沿用电力市场改革前的基本框架，已经成为阻碍电力市场，特别是全国统一电力市场进一步发展的障碍。笔者结合国际经验和我国的具体情况提出一种基于输电权的跨省跨区输电工程定价方式，可以在保证电网合理收入、对电网提供提高输电利用率的正向激励的情况下，促进电能量在更大范围进行优化配置，提高电网利用率，从而整体上降低电力的成本。

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年9期，作者单位：华南理工大学