前言
三峡集团电力市场研究中心积极开展国内外电价研究、全电源品种成本分析、电力市场模型与交易策略研究、绿电、绿证、碳市场研究等，密切关注电力行业重点、热点及难点问题，发布专业研究成果、专著论文与政策建议。本期电力市场研究中心结合我国跨省跨区送电主要形式及电价形成机制，梳理新时期下我国跨省跨区送电价格形成机制面临的主要问题，并提出一些思考及建议。
（来源：能源及电力市场研究）
作者介绍：
徐天遥，供职于三峡集团电力市场研究中心
丛野，供职于华北电力大学
许可，供职于三峡集团电力市场研究中心
7月18日，党的二十届三中全会审议通过《中共中央关于进一步全面深化改革 推进中国式现代化的决定》，擘画了进一步全面深化改革战略的各项举措，为能源领域深化改革指明了方向，明确提出“建设全国统一电力市场，推动跨省跨区电力市场化交易，完善电力中长期、现货、辅助服务交易有机衔接机制”。
我国清洁能源资源和电力负荷呈逆向分布，这一特点客观地决定了利用输电工程进行跨省跨区送电是我国电力行业发展和新型电力系统建设的必由之路。然而，随着我国新型电力系统深化建设，全国统一电力市场建设不断深入，跨省跨区送电的电源结构、电网形态和交易方式发生深刻变化，原有的跨省跨区送电价格形成机制将逐渐难以适应我国新时期经济全面绿色可持续与安全融合发展的要求。在此背景下，我国的跨省跨区电力市场化交易应如何开展，送电电价应如何形成已成为我国跨省跨区送电在新时期面临的重要问题，也是本文探讨的重点。
一、我国跨省跨区送电基本情况
从我国能源资源禀赋情况来看，全国86%以上的煤炭资源集中在山西、内蒙古、新疆、陕西等北部地区，82%以上的水能资源集中在西藏、四川、云南、青海等西部地区，东中部地区能源资源比较匮乏。从电力负荷分布情况来看，我国的用电负荷主要分布在珠三角和长三角等东部沿海地区。
为实现将中西部电能资源输送至东部经济发达地区的目标，我国积极建设并形成了由专项输电工程和区域共用输电网络等构成的北、中、南三大“西电东送”输电通道。其中，北通道主要承担黄河上中游水电和陕西、山西以及内蒙古火电向华中、华北以及东北送电，主要包含内蒙、新疆、宁夏、西藏和青海等地区的资源外送通道；中通道主要承担三峡和金沙江干支流水电送往华东地区，主要包含湖北、安徽、江西和四川等地区的送出通道；南通道承担西南水电以及云南、贵州两省坑口火电厂的电能送往广东，主要包含湖北、广西、贵州和云南等送出通道。
二、我国跨省跨区送电主要形式及电价形成机制
我国目前已形成了较为完整的跨省跨区电力交易体系，从交易结算关系分类，可分为一般的“点对网”送电交易，“点对多网”送电交易和“网对网”送电交易等：
“点对网”：指一个电厂按照规划消纳方案，向单一外省电网送电，通常由原国家计委、国家发改委文件明确电量、电价。这类交易的上网电价、输电价格、输电线损等按国家有关部门的规定执行，目前实际中多采取基于“利益共享，风险共担”原则的受端参考价（燃煤基准价、市场均价等）倒推模式定价。
“点对多网”：“点对网”送电的一种特殊情况，是指一个电厂按照规划消纳方案，向多个省级电网送电。市场化改革前，通常由原国家计委、国家发改委文件明确电量、电价及分电比例，如三峡电站、雅砻江流域梯级电站等。目前“点对多网”暂未在国家层面具体明确如何市场化，将会根据受端电网现货市场建设进程统筹考虑。
“网对网”：指省网间的长期电力交易，通常是由相关省级政府协商形成或因历史形成的、由电网企业代理的跨省跨区电力交易。一般以协议形式明确电量、电价及电力或分电比例，如云南、贵州送广东年度电能交易，京津唐送山东年度交易等。
三、我国跨省跨区送电电价形成机制面临的主要问题
我国在《关于推进电力市场建设的实施意见》等文件中明确提出“建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的多层次、统一的电力市场体系”，即在完善的多层次、统一市场结构下，通过中长期交易促进电力“保供稳价”，通过电力现货市场发现电能产品价格，为发用双方提供有效价格信号，促进电能资源优化配置。然而，我国在建立、健全多层次市场体系和市场机制方面还存在优化的空间。通过梳理总结，在我国新的电力供需形势、市场建设进程和能源政策调整条件下，我国跨省跨区送电价格形成机制面临的主要问题如下：
（一）多层次全国统一电力市场及电价体系亟待健全
1、各层次市场衔接机制亟待建立健全
在健全多层次市场体系方面，我国虽在全国统一电力市场建设过程中，建立了跨区、区内及省内等三个层次的市场，但各层次市场在交易机制、价格形成机制等方面如何衔接，仍缺乏系统的理论研究和机制设计，这一问题可能导致市场主体因逐利等因素跨市场层级交易造成的资源低效配置现象，造成电力规划和市场建设难以协同的问题，既不利于发挥我国电力规划布局在促进电力保供方面的优势，也不利于有效发挥市场的资源优化配置作用。
2、“点对多网”送电或面临调度管辖权与市场管理权不统一问题
为实现更大范围的资源优化配置，我国部分大水电采用“点对多网”送电方式，参与多省（市、区）的电力电量平衡。在计划模式下，“点对多网”送电的大水电按照“国家计划”进行电力电量分配，实际运行由国调中心垂直一体化调度，协调所涉区域调度和省级调度，衔接良好。随着电改的不断深化，“点对多网”大水电参与市场交易将涉及多个省（市、区）电力市场，尤其是参与现货市场，将面临多层级调度和多市场交易难以衔接的问题，需在技术和制度上预先给出明确的解决方案。
此外，在当前电力供需和改革形势下，各地纷纷出台形式多样的交易规则及电改方案。“点对多网”大水电参与市场交易面临着双重压力：一是需要妥善处理多个受端省市的各项交易规则，二是在当前电改政策的制定和落实过程中，包括地方政府在内的各方对于大水电应该如何参与市场化改革的意见各不相同。如何既促进“点对多网”大水电同时参与多市场竞争，又保证清洁水电资源的最大化利用，需要有完善的制度设计和政策支持。
（二）省间电力中长期市场交易及价格形成机制亟待完善
我国的跨省跨区电力中长期交易价格形成机制经历了从“标杆价倒推”、以“利益共享、风险共担”为原则的双边协商，再到最近阶段的市场化双边协商等方式。目前对于“点对网”和“网对网”等基于国家电力规划建设的大型送电机组来说，以受电省（市）燃煤基准价扣减跨省跨区专项工程电量输电价格为基准进行协商定价仍是跨省跨区中长期电力交易普遍采取的方式。然而，由于以下因素的影响，现行的跨省跨区中长期电力交易价格形成机制已逐步难以适应我国电力市场建设和新型电力系统建设的需要：
一是受端省（市）的电能交易参考价格逐渐由市场形成，原有基于燃煤基准价的定价方式难以体现电能产品的市场价值。随着我国电力市场建设工作不断深化推进，各省（市）电力交易价格逐步由市场交易形成，而价格水平将受到市场供需影响。此时，按照燃煤基准价倒推确定中长期交易价格的方式将逐步难以适应电力市场建设环境。
二是容量补偿机制的建立或造成燃煤基准价格水平的调整，按照基准价格倒推定价的方式将难以满足送电机组成本回收的需要。为了适应新型电力系统和电力现货市场的建设，国家发改委于2023年发布了《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），明确将现行煤电单一制电价调整为两部制电价。为了适应容量补偿机制建设，在合理补偿燃煤机组固定成本的同时，逐步实现电能量市场基于短期边际成本竞价的目标，各省的燃煤基准价或将适当调整。在此背景下，仍采取按照基准价格倒推定价的方式可能难以满足送电机组成本回收的需要。
三是输电价格结构的进一步调整将迫使跨省跨区电力中长期交易价格形成机制进一步完善。随着我国电力体制改革和电力市场建设的不断深化，我国跨省跨区专项工程输电价格经历了从“单一制和两部制并行”、“单一制电量/容量”到“单一制电量电价”的过程。随着我国省间/区域电力现货市场的加速建设，如何进一步优化跨省跨区专项工程输电价格结构，逐步引入两部制或单一制容量电价机制，在促进准许收入合理回收的同时，提高市场竞争效率和可再生能源消纳量，成为目前跨省跨区专项工程输电价格结构优化的热点，也是现阶段电价改革的前沿问题之一。输电价格结构的优化也将进一步影响现行的、以受端市场燃煤基准价扣减电量输电价格的中长期交易价格形成机制，在此背景下如何优化电力中长期交易价格形成机制成为我国现阶段电价改革和市场建设亟待解决的问题。
四、关于完善跨省跨区送电价格形成机制有关思考
（一）对于面向单一受端省（市、区）的“点对网”跨省跨区送电项目，建议主要参与受端省份的电力市场交易，并可参与省间电力市场交易；对于面向多个受端省（市、区）的“点对多网”送电项目，建议主要参与省间电力市场交易。
（二）跨省跨区送电中长期交易价格机制，建议参考以下方式协商形成：一是固定价格机制，以双方协商确定的价格作为执行价格（包含送出侧交易价格和落地侧交易价格）；二是以双方协商确定的价格作为基期价格，与受端省（市、区）上一年度中长期交易年度均价等进行联动，建立“基期价格+浮动价格”的价格形成机制。
（三）落地侧参考价的确定要体现该交易在受端省（市、区）市场的综合价值，包括电能产品自身的市场价值和附加的可靠性容量价值、绿色价值及调节性资源价值等。结合受端省（市、区）电力市场建设进程，建议选取受端省（市、区）中长期交易年度均价，或全年市场成交均价等作为落地侧参考价，并协商附加价值。在市场发展具备条件时，还可以依据落地省（市、区）电力市场分时价格并结合中长期交易曲线特征，加权平均形成落地侧参考价。
