当前，我国电力行业面临新的发展形势和环境，新型电力系统建设和电力市场建设不断深化，电价形成机制亟待优化、完善。作为我国新一轮电力体制改革工作的重点任务之首，“有序推进电价改革，理顺电价形成机制”是进一步推进我国电力市场建设，促进新能源资源在更大范围优化配置的重要手段之一。而作为跨省跨区电力交易价格形成的中间环节，跨省跨区输电价格形成机制设计的合理性，不仅影响着跨省跨区输电工程投资和运维成本的合理回收，还能够与电力市场中的电能量价格定价机制形成“合力”，共同影响市场竞争效率，发、用电主体的利益分配，乃至新型电力系统建设环境下新能源资源的优化配置。
（来源：电联新媒 作者：杨一文等）
现阶段，南方区域电力市场建设加快，南方区域电网“西电东送”输电工程目前执行的、按通道核定的单一制电量输电价格机制，可能在适应区域电力现货市场、促进新能源跨省消纳方面存在局限性。南方电网现行输电定价机制对促进“西电东送”输电工程准许收入回收和跨省跨区电力交易起到了积极作用，但在新形势、新环境下，该机制在执行过程中逐渐显现出诸如降低南方区域电力现货市场出清效率与竞争效率、影响成本回收与分摊的公平性等一系列问题。因此，现行跨省跨区输电定价机制亟待优化与完善。
作为在英国和挪威等欧洲国家广泛采用的输电定价方法，“点费率”输电定价方法在促进提高区域电力现货市场出清效率和竞争效率、引导机组优化投资选址方面具有一定的积极作用，对我国南方电网“西电东送”输电工程定价有一定借鉴意义。
为此，本文在梳理南方区域电力市场建设与发展情况、南方电网“西电东送”输电工程的现行输电定价机制的基础上，深入分析了南方区域电网现行输电定价机制的局限性，并探讨了在南方电网应用“点费率”输电定价方法的利弊。
南方电网和区域电力市场
建设情况概述
总体来看，南方电网的电力负荷主要分布在珠三角地区，而发电资源多集中在云贵一带，资源禀赋呈“西高东低”的态势，跨省电力交易频繁。2022年7月23日，覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区的南方区域电力市场启动试运行，至今已完成8轮调电与4轮结算试运行，2023年“西电东送”电量为2041亿千瓦时，其中市场化交易电量712亿千瓦时，占总量的35%。随着我国能源政策的调整，南方电网的电源和“西电东送”电网结构逐步演化、调整，呈现出如下特征：
第一，南方区域能源结构呈现多元化特征，且近年来可再生能源电力市场化交易总量增长迅速。其中在发电侧，贵州水电火电兼顾，近年来，亦在大力发展风力与光伏发电；南网3省区水电资源丰富，云南澜沧江、贵州乌江、广西南盘江与红水河均为我国重要的水电基地，总规划装机容量达5000万千瓦以上，因此在汛期“西电东送”输电网络基本满负荷运行。在负荷侧，广东地区近年来致力于发展海上风电，广西在全国范围内率先实现了“水、火、核、风、光、气”全类型电源参与市场交易。
第二，南方区域部分省市产业结构调整，省间供需形势有所改变。2017年以来，云南省政府发文支持电解铝等能源密集型产业的引入，为相关产业提供政策优惠，从山东、山西、河南等省份吸引了部分电解铝的产能，近年来，云南省出现省内用电量增速反超发电量增速的情况，省内供应形势趋紧，外送能力有所下降。作为受电省的广东于2018年以来印发了诸如《广东省海上风电发展规划》等一系列政策文件，促进相关产业的可持续发展，填补部分用电量缺口，省外购电意愿受到一定影响。
第三，南方电网公司经营范围内的“西电东送”跨省跨区专项输电工程具有明显的“链状电网”特征，随着“西电东送”专项输电工程的功能逐步发展、演变，近年呈现出“共用网络”的特征。在南方电网建设初期，跨省直流输电工程主要用于国家指令性计划电厂配套电能送出，具有专用性。随着电网建设进一步深化，南方电网通过500千伏、±500千伏和±800千伏等“八交十一直”跨省跨区输电工程形成了南方区域交直流混联电网。例如，除金中直流和昆柳龙直流的其他所有直流线路皆将电力从云贵两省直接送往广东进行消纳；八条交流线路，以及昆柳龙直流线路虽也起于云贵，终于广东，但是可以在广西被下网使用；金中直流则将电能从云南送往广西。虽然各条线路送受端较为明确，但彼此之间也相互关联，与南方区域电力市场的省级网络相互连接，共同组成南方电网的整体网架结构。
第四，南方区域电网电力生产与输送接受全网统一调度管理，交易结算与生产运行解耦，仅在交易与生产的总电量上实现了电量平衡。在进行电力交易时，“西电东送”的电费结算按照交易关系开展，但是实际进行电力的跨省区传输时，在丰水期，为了保证水电跨省区消纳，必须要充分利用全部的通道输电能力，而在枯水期，则需要统筹各条线路的检修与送电，才能保证电力在送受两省之间正常稳定的供应。电力交易与实际电网运行的解耦，造成了虽然主网架物理输送总电量与交易结算总电量相等，但具体到每条线路的物理输电量与交易电量并非一一对应关系的情况。
南方电网现行输电定价机制及
存在的局限性
现行输电定价机制
我国跨省跨区电网主要由跨省跨区专项输电工程和区域共用输电网络组成，二者采取了不同的价格形成机制。其中，跨省跨区专项工程实行单一电量电价制，按经营期方法核价。根据规划设计之初的功能定位，我国跨省跨区专项工程又分为“点对网”专项输电工程和“网对网”专项输电工程。“点对网”专项输电工程指一个电厂按照规划消纳方案，向一个或多个外省电网送电，包括“网对网”方式送电但明确配套电源点（如西电东送配套电源）的情况。“网对网”送电交易一般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。
在2002年的第一轮电价改革中，南方电网“西电东送”输电工程被确定为跨省跨区专项输电工程。在目前西电东送的输电价格核定中，“网对网”专项输电通道整体定价和“点对网”专项输电工程单独定价并存，全部采用单一制电量输电价格。由于在电网规划早期，南方电网“点对网”送电交易由指定电源点及其配套输电工程支撑，以物理形式实现，目前该类输电线路输电价格根据特定线路及电厂的实际情况，按照经营期法单独核定，而“网对网”输电通道参照省级电网“准许成本+合理收益”模式整体定价，并按照送电交易关系分别确定云南送广东、贵州送广东等6类输电价格。然而，随着南方电网“西电东送”输电工程的发展演变，“西电东送”专项输电通道逐渐呈现共用网络的功能，目前的“点对网”交易逐渐演化为现在的交易形式、结算关系上的“点对网”交易。
现行输电定价机制的局限性
作为重要的公用事业价格，输电定价除需要满足“回收输电准许收入”和“公平分摊成本”两条基本原则之外，还应与我国能源政策的发展相协同，具体来说：一是应当按照输电网络实际功能核定输电价格，现阶段南方电网输电价格应当体现“西电东送”输电工程总体上呈现出的“共用网络”特征，在一定程度上反映实际的电力生产与输送的情况；二是助力新能源电力电量的跨省消纳，以顺应新能源发电占比逐年提高的趋势，助力新型电力系统建设；三是应当有助于促进源网资源的优化配置，例如计及南方电网“链状”特征，在输电价格中引入体现位置信号的输电价格机制，体现不同节点送、受电行为对南方区域跨省输电工程运行和投资的影响，与电力现货市场价格协同引导新能源电源和用户的发用电行为。然而，现阶段南方区域按通道核定的单一制电量输电价格机制可能难以充分体现以上功能。
首先，现行的按照“点对网”以及“网对网”输电通道分别核定输电价格的方式，难以适应“西电东送”主网架“共用输电网络”的运行特点。从功能来看，南方电网“西电东送”主网架的工程定位和网架结构是统一整体，生产运行受全网统一调度管理，共同实现西电东送的送电战略，在功能上具备统一核价的基础；在政策层面，根据《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》（发改价格规〔2021〕1455号）第十六条，“多条专项工程统一运营并形成共用网络的，参照省级电网‘准许成本加合理收益’方法定价”，在政策上亦具备支撑。
其次，南方电网现行的单一电量电价制输电价格可能会影响南方区域电力现货市场的出清效率和竞争效率。在出清效率方面，受到南方电网主网架按照通道核价方式的影响，南方区域电力现货市场在进行出清模型计算时，在客观上需要建立送、受节点与多个输电通道输电价格之间的匹配关系。这种按照通道核定的电量输电价格机制在出清计算过程中涉及到稀疏矩阵的生成，随着市场参与者数量增加和交易规模的进一步扩大，稀疏矩阵在规模效应下增加了出清模型的复杂度，对出清效率造成了一定的影响。在竞争效率方面，单一制电量输电价格能够通过影响跨省交易机组向区域市场供电的短期边际成本，而影响各机组在电力现货市场中的报价排序，可能在影响新能源跨省消纳的同时，提高电力现货市场的出清均价，进而提高用户的用电成本，降低市场竞争效率。
第三，南方电网现行的单一制电量输电价格可能难以实现输电成本的回收。一方面，南方区域送电侧发电能力受来水情况影响较大，且随着可再生能源装机占比的逐年提高，其发电间歇性、随机性和波动性的出力特征可能进一步降低跨省跨区输电容量的利用率，为输电准许收入的回收带来压力；另一方面，近年来南方电网公司经历产业结构调整，作为送端省份的云南省引进大量能源密集型产业，作为受端省份的广东省则正在发展海上风电，未来南方电网公司跨省送受电量存在下降的可能性，若仍按照单一制电量电价核定输电价格，可能为输电准许收入的实现带来挑战。
基于“点费率”方法的南方区域
输电定价机制优化建议
“点费率”输电定价方法
通过对国际实践的调研，“点费率”（PoC，Point-of-Connection Tariff）输电定价是一种定价思想，即区别于按照输电通道或连接电力交易送受节点间输电路径定价的思路，综合考虑电网用户在其接入节点的发用电行为，按照节点或价区核定输电价格，并在同一节点执行相同水平的输电价格（电量电价或容量电价），电网用户只需按照其用电量或容量（报装容量或最大负荷）支付输电费，无需考虑具体的送受电交易。
“点费率”输电定价思想的初衷是为了解决电力现货市场环境下的输电费支付问题。在欧美等国家及地区电力交易开展初期，均以双边交易作为主要的交易形式，在明确送、受主体，交易电量和电能交易价格的基础上，以合同路径法或兆瓦公里法等方法明确输电路径和输电费用，进而开展电力交易。然而，在电力现货市场建立以市场集中出清作为确定市场主体交易量和交易价格的方式后，市场主体将难以明确交易对手方，传统的输电定价方式将不再适用。此时，“点费率”输电定价方法应运而生，这种按照节点或价区核定输电价格，并在同一节点执行相同水平的输电价格，无需考虑具体的送受电交易的输电定价方式，能更好地适应电力现货市场环境。
从国际实践来看，诸如英国和挪威等电力市场先行国家及地区在应用“点费率”输电定价方法时，均根据其电力市场建设情况和能源政策目标在输电价格中引入了位置信号。例如，英国的输电网使用费在应用“点费率”输电定价方法时引入了基于“兆瓦-公里”的位置信号，引导发电厂和电力用户在选址时统筹考虑自身的收益情况与其发用电行为。而挪威在其输电过网费中应用“点费率”输电定价方法时，将节点的发电与负荷之比等作为影响各节点输电价格水平的关键因素，鼓励用户选址时关注电网中各节点的电力供需，引导资源优化配置。
南方区域电力市场输电定价方法优化建议
首先，建议进一步明确南方电网主网架功能，适时调整核价范围。在第一轮电力体制改革和电价改革时，国家能源价格主管部门将南方电网“西电东送”主网架确定为跨省跨区专项工程，并按照输电工程的功能以“点对网”和“网对网”形式核定输电价，但随着南方电网供需关系的调整，主网架的发展变化，当前南方电网已向工程定位、网架结构统一整体、生产运行全网统一调度管理的“共用网络”演化。建议国家能源价格主管部门进一步明确南方电网“西电东送”主网架功能，按照功能演化情况适时调整核价范围。
其次，建议在南方电网“西电东送”输电定价中引入“点费率”输电定价方法，协同提高南方区域电力现货市场出清效率。在南方区域电力现货市场建设环境下，现行的、按通道核定输电价格的方法，客观上使得出清模型中需引入稀疏矩阵来表征送、受节点与输电通道输电价格之间的匹配关系，增加了市场出清的复杂度。而引入“点费率”方法后，市场主体支付的输电价格仅与其所在节点或区域相关，客观上可以简化出清模型，提高电力现货市场的出清效率。
最后，建议在引入“点费率”输电定价方法后，逐步将南网现行的单一制电量电价机制优化调整为两部制电价机制。根据前文所述，可再生能源装机占比提高带来的发电能力不确定性的增加、水电来水量的波动及南方区域部分省份的产业结构调整等诸多因素，可能在一定程度上影响南方区域跨省送受电电量水平，单一制电量输电价格可能会为输电准许收入的回收带来不确定性。两部制输电价格的引入能够在一定程度上降低电量输电价格水平，减弱电量输电价格以“交易税”形式对电力现货市场竞争效率的影响，进一步提高南方区域电力现货市场竞争的有效性。
作者：
华北电力大学 杨一文
华能澜沧江水电股份有限公司 周星 庄凌凌 冉曦 赵婷婷
华北电力大学 丛野
原标题：深度 | 南方区域市场“点费率”输电定价机制优化探索
