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从下图可以看出,买方报价经跨省跨区专项工程电量输电价折算后,将导致省间交易电量比采用电量输电价之前有所下降(从q2降到q1),可能使得部分时段可再生能源基地中的部分发电容量无法中标,即跨省跨区专项工程电量输电价格以“交易税”的形式,即提高省间市场交易成本的方式降低省间市场交易电量,从而影响可再生能源基地的投资成本回收和更大范围资源优化配置。
在保障专项输电工程准许收入回收方面。具体来说有两个方面的问题:
一是新增投资计算方法与新型电力系统建设存在一定的不适应性。随着我国“双碳”目标和新型电力系统建设等战略的提出,为容纳可再生能源基地的接入和发电,电网的接入及容量投资需求将快速增长。但由于可再生能源发电出力具有随机性、波动性以及间歇性,导致其发电年利用小时数相对较低,并且可再生能源基地通常远离负荷中心,其配套建设的送出通道利用率也相对较低,导致可再生能源外送的专项工程相较于其他专项工程的投资成本相对较高,使得可再生能源送出的专项工程投资回收难以与终端用电量增长直接挂钩。因此,在我国目前以输配电网投资与电量挂钩的机制下,未来能够纳入核价范围的电网投资规模将难以满足可再生能源大基地接入带来的投资需求,这与新型电力系统建设存在一定的不适应性。
二是单一制电量输电价使得准许收入的合理回收存在一定的不确定性。现阶段我国跨省跨区专项工程主要采用经营期法核定的单一制电量输电价,影响专项工程电量输电价格水平的关键因素为输电工程的年准许收入和预测送电量,而预测送电量的水平则会受到送端发电机组发电能力和受端电力市场的负荷需求的影响。在电源发电能力方面,可再生能源基地的发电机组主要由大型水电和风光机组组成,其发电出力受到风光资源禀赋和水电来水情况的影响;在受端市场的供需关系方面,随着我国电力市场化改革的不断深入,计划电量的不断放开,发电机组跨省跨区送电量也将逐渐受电力市场供需关系的影响。鉴于我国近年包括西南来水不确定性增大及东部沿海地区持续高温等气候反常现象时常发生,使得跨省跨区专项输电工程的年输电量预测存在较大的不确定性,此时采取原有的单一制电量输电价格将加大核价工作量和不确定性,进而影响专项工程输电年准许收入的合理回收。
在促进跨省跨区电力市场建设方面,随着我国电力市场建设不断深入,跨省跨区电力市场交易逐渐由电量交易转变为分时段的电力交易,原有的计划交易将逐步演变为中长期合同交易和电力现货交易等多种模式,为解决由此产生的输电通道容量分配问题,跨省跨区输电权机制将逐渐得到应用和实施,若专项工程输电价格仍采用单一制电量电价的价格形式,将无法与分时开展的、计及通道输电容量的输电权机制相适应,难以促进专项工程输电通道容量的合理分配,不利于输电权机制的建立与运行。
对适应可再生能源外送的
专项工程输电定价机制的建议
结合我国跨省跨区输电的基本情况和现阶段跨省跨区专项工程输电价格对于可再生能源基地发展的不适应性,提出两点完善和改进的建议:
优化可再生能源外送的专项工程输电价格结构。为保障可再生能源基地可持续性发展和新能源资源的优化配置,以及适应我国未来跨省跨区输电权机制的建设,建议结合电力市场发展进程,逐步调整跨省跨区专项工程输电价格由现行的单一制电价向两部制电价过渡。其中电量输电价可结合可再生能源基地的电源结构和受端地区的负荷特性采用分时定价机制,当可再生能源基地的电源结构主要以水电为主时,可根据水电来水特点设计丰枯分时输电定价机制,通过区分丰水期和枯水期的输电价格,促进水电跨省区消纳;当可再生能源基地的电源结构主要以风电光伏为主时,可根据风电光伏大发时段设计峰谷分时输电定价机制,通过降低大发时段的输电价格,促进风电光伏进一步消纳。在容量电费分摊方面,可根据“谁受益,谁分摊”的成本分摊原则,通过设计包含环境效益、社会效益、直接或间接经济效益等多维度超额收益,将容量电费分摊至受端电网的电力用户,并基于“谁受益、谁分摊”的原则,逐步探索向发电侧疏导部分输电成本。
完善可再生能源外送的专项工程投资评价体系。随着可再生能源基地大规模接入电网,现行的可再生能源外送的专项工程新增投资计算方法存在一定的局限性,应完善可再生能源外送的专项工程投资效益评价体系。一方面,可再生能源基地送出工程的投资效益评价指标应随我国新型电力系统和电力市场的深入建设进一步细化,从不同利益主体和不同时间/空间尺度出发,更为具象地展现可再生能源基地送出工程的投资效益,协助其投资决策。另一方面,在设计投资效益评价指标时不应只局限于对于项目获利能力的评价指标,还要考虑送出工程投资建设对于新型电力系统和电力市场建设的影响,例如对于可再生能源消纳的影响、社会福利的影响等,通过建立多元化的投资效益评价指标,从而提高专项工程投资建设水平和建设效率,进而促进新型电力系统有效建设和“双碳”目标的加速实现。
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