市场环境下区域电网输电定价方法探讨

魏莉

【摘 要】 输电价格形成机制应与电力市场建设协同。文章基于输电定价的基本理论并借鉴国际实践，综合我国区域电网电源结构、电网结构、负荷分布及区域电力市场发展趋势，从成本的公平分摊和促进市场竞争效率的提高等目标着手，研究了共用网络价格+接入价的区域电网输电价格结构，并对共用网络价格和接入价的定价方法进行了初步探索和研究，以期为我国输配电价改革的进一步深化提供有益的参考。

【关键词】 区域电网; 输配电价改革; 现货市场; 输电定价

【中图分类号】 F426.61;F726  【文献标识码】 A  【文章编号】 1004-5937（2021）21-0039-05

我国新一轮电力体制改革的重点任务之一是有序推进电价改革，理顺电价形成机制，以价格信号引导电力资源的合理开发和利用。目前我国的电价分为上网环节、销售环节和输配环节。

电价改革的重点，是价格形成机制的转变，即按照“管住中间、放开两头”的思想将发电、售电等竞争性环节的价格从政府定价转向市场竞价，并核定独立的输配电价。在政府定价阶段，价格形成机制设计的难度并不大，重点考虑可操作性和政策效果。但在电力市场建设后，价格形成机制设计的关注点与政府定价阶段存在很多不同，这也是改革的难点和重点。

在上述背景下，本文对区域电网的现状及其现行的输电价格机制进行梳理;之后，借鉴国外跨国跨区输电服务价格体系与定价机制，针对现货市场不断探索的现状，提出区域电网在市场机制下的输电价格机制设计方案，并与现行价格机制结合提出建议。

一、我国输配电价改革历程

2015年3月，中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），提出了新一轮电力体制改革的目标是建立健全电力行业市场体制、理顺价格形成机制、有序放开竞争性业务、实现供应多元化、提高安全可靠性、促进公平竞争和促进节能环保，改革的主要任务是“三放开、一独立、三强化”。

2015年4月，国家发展改革委发布《关于贯彻中发〔2015〕9号文件精神，加快推进输配電价改革的通知》（发改价格〔2015〕742号），要求扩大输配电价试点省份范围，按“准许成本加合理收益”原则单独核定输配电价，改变对电网企业的监管模式。

2015年6月，国家发展改革委和国家能源局印发《输配电定价成本监审办法（试行）》（发改价格〔2015〕1347号），确定了输配电定价成本监审遵循的原则、成本构成和归集办法，以及输配电定价关键成本指标的核定方法和标准。

2015年11月，国家发展改革委和国家能源局印发《关于推进输配电价改革的实施意见》，基于总体目标和基本原则提出输配电价改革的主要措施为：逐步扩大输配电价改革试点范围，认真开展输配电价测算工作，分类推进交叉补贴改革，明确过渡时期电力直接交易的输配电价政策。

2016年12月，国家发展改革委发布《省级电网输配电价定价办法（试行）》（发改价格〔2016〕2711号），对省级电网共用网络的准许收入的计算方法、输配电价的计算方法、输配电价的调整机制进行了规定。

2017年12月，国家发展改革委发布发改价格〔2017〕2269号文件，即《区域电网输电价格定价办法（试行）》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，进一步完善了我国输配电价定价体系。

2019年，国家发展改革委印发《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号）;2020年印发《区域电网输电价格定价办法》（发改价格规〔2020〕100号）、《省级电网输配电价定价办法》（发改价格规〔2020〕101号）;2021年印发《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》（发改价格〔2021〕1455号）。对我国区域电网输电定价和省级电网输配电价定价方法进行进一步科学化、规范化。

二、我国区域电网及输电定价机制的现状

国家发展改革委按照定价主体与运营主体保持一致的原则将输配电资产按照跨区专项工程、区域电网、省级电网进行划分，分别进行成本监审并核定输配电价格。输配电价作为电价的重要组成部分，其价格水平与价格结构直接影响电价形成的公平性及有效性。因此，推进输配电价改革，建立健全的输配电价体系与科学合理的输配电价机制，正是放开竞争性电力价格，形成市场化电价机制的重要前提之一。

2017年国家发展改革委提出全面推进我国区域电网输电价格改革工作，区域电网作为中间层级，其功能主要是为跨区和省级电网提供安全支撑，对上确保跨区特高压直流“送得出、流得动、落得下”，对下确保省级电网“安全稳定、相互支援、调剂余缺”。在华北区域电网输电价格改革试点的基础上，组织并开展了华东、华中、东北、西北等区域电网的输电价格核定工作，确立了2018—2019年作为区域电网输电价格第一监管周期、2020—2022年作为第二监管周期，出台了输电价格核定方案。

（一）电网结构

根据国家发展改革委印发的《关于核定2020—2022年区域电网输电价格的通知》（发改价格〔2020〕1441号），国家电网公司核价范围包括东北、西北、华北、华东、华中等区域电网。从电网运行特点来看，西北电网、东北电网为送出型电网，华北、华东电网为受入型电网，华中电网形成送受并重的格局，因此，西北、东北的电能需要通过跨区直流输电通道向华北、华东、华中等省区流动。

（二）输电价格机制

在第二轮输配电价改革中，国家发展改革委修订后印发了《输配电定价成本监审办法》《区域电网输配电价定价办法》，保留了“准许成本+合理收益”的定价原则，继续巩固了“监审办法+定价办法”的输配电价体系，确定了电量电价和容量电价的两部制电价机制，电量电价随着区域电网交易电量收取，容量电价需要先传导至省级电网，再通过终端销售电价传导。

目前已顺利完成两个监管周期价格核定，两个监管周期形成巩固了科学独立的输配电价机制，保障区域电网运行稳定，支持了电网的可持续发展。但是区域电网输电价格机制与目前现货市场交易规则存在衔接不足，跨省跨区电量直接参与受端市场竞争，涉及电源的公平竞争问题与低价电谁来享受的问题，也存在着市场交易时序、交易规则、通道利用等方面问题。

三、区域电网输电定价理论方法与国际实践

根据输电定价理论和国际实践，输电价格体系建立和输电定价机制的选择充分考虑输电网络的功能与服务对象，确保输电定价与输电网络的功能与服务对象相匹配。本文将从准许成本的归集和准许收入的核定、输电定价机制的选择等角度进行分析和阐述。

（一）准许成本的归集和准许收入的核定

在准许成本的归集和准许收入的核定方面，实践中通常按照同一功能，对同一用户群体提供相同服务的输电网络资产进行成本归集，采用统一的方法或标准核定输电价格，这样做的目的在于[1]：

1.促进区域内跨省电力交易的顺利开展，提高电力资源配置的效率。根据国际实践经验，将具有相同功能的输电网资产按照属地原则核定输电价格，为区内跨省（州）电力交易提供价格信号，促进电力资源配置。

2.提高电价管理效率，降低输电价格监管的成本。将具有相同功能的输电网资产按照输电原则分别定价，即按省（州）核定不同结构和水平的输电价格，将在很大程度上提高电价管理和监管的工作量，降低电价管理和监管的效率。

从国际实践来看，电力市场化成熟国家及地区，如美国、英国及澳大利亚等，均根据实际的电力调度范围划分输电价格核价范围，如表1所示。

（二）输电定价机制的选择

在定价机制的选择方面，输电定价机制的选择需要与目标地区的电源结构、电网结构和负荷分布情况，乃至电力批发市场定价机制相适应。从国际实践来看，得到广泛应用的输电定价方法主要有邮票法[5]、峰荷责任法和分区定价法[6]，或称为“点费率法”（point-of-connection tariff）。邮票法是一种会计成本定价法，该方法不需要计算潮流，与输电距离的电网结構无关。在计算时，先计算定价范围内输配电网（如某一电压等级电网等）的输配电服务总成本，然后在所有该输配电网范围内进行的电力交易中，按照实际总用电量平均分摊输配电成本。峰荷责任法是一种会计成本与边际成本定价相结合的输电定价方法，该方法指在系统负荷高峰时段，以各电压等级各类用户负荷在系统总负荷中的占比为基础，进行输配电成本分摊，计算分电压等级或分用户类别的输配电价。分区定价法是一种会计成本与边际成本相结合的输电定价方法。该方法的特点在于，通过该方法定价后每一节点的输电价水平不同，且在一定时期（不短于1年）内保持价格水平不变。不同方法提供的价格信号不同，适用性也不同，如表2所示。

四、我国电力现货市场建设

随着我国输电价格改革的逐步推进，在全国范围内已建立起以跨区、区域、省级电网输配电价制度体系，提升了输配电价的规范性、合理性，逐步形成完善的输配电价定价机制。在科学合理的输配电价机制的基础上，逐步建立适应我国经济发展的电力现货市场。我国从省级电力现货市场先行进行试点研究，明确建立省级电力市场交易规则，搭建公开透明、功能完善的省级电力现货交易平台，配合制定省级电力现货市场试点结算机制和定价方式，促进资源优化配置，支持地方和实体经济发展。随着区域电网输配电价机制不断完善，省级电力现货市场的逐步成熟，为促进省间资源优化配置，在省级电力现货基础上建设全国电力交易市场，亟须建立与之相配套的电力现货市场定价机制，本文对全国电力交易市场建立下的区域电网输电价格定价方法进行了初步探索和研究。

（一）我国电力现货市场改革历程

2017年7月，国家能源局印发《关于同意印发〈跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则（试行）〉的复函》（国能函监管〔2017〕46号），2017年8月18日正式启动跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点工作。2017年8月，国家发改委、能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号），选择广东、浙江、山西等8个地区作为第一批试点。

2019年8月，国家发改委、国家能源局印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（发改办能源规〔2019〕828号），针对电力现货市场衔接机制、运营机制、运营能力等6个关键问题进行了明确。

2020年2月，国家发改委、能源局印发《关于推进电力交易机构独立规则运作的实施意见的通知》（发改体改〔2020〕234号），要求“调度机构严格按照交易规则开展包括日前、日内、实时电量交易及辅助服务在内的现货出清和执行”。

2020年3月，国家发改委、国家能源局印发《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》（发改办能源规〔2020〕245号），对电力中长期交易合同衔接、不平衡资金、季节和峰谷分时电价、规范确定市场限价、市场运营机构及技术支持系统开发方中立性管理、市场力风险防范、市场注册管理7个方面内容进行了总体要求。

（二）结算机制

根据国家能源局批复，2017年8月14日，国家电网公司印发《跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则（试行）》，8月18日正式启动西北弃风、弃光及四川弃水电能跨区现货交易试点。为充分利用全网调峰资源和跨省区通道能力，最大限度促进可再生能源消纳，减少弃风、弃光、弃水，明确了日前和日内现货交易结算采用日清月结方式。

结合现行现货交易规则，省间和省内市场现货交易根据市场主体意愿灵活开展，省间考虑主要断面、输电通道的优化出清，根据省间出清结果，再开展省内出清。省间和省内市场主体在全国统一电力市场平台申报，各省将总体购、售电需求及价格曲线进行拟合后报送省间交易平台，形成的交易结果作为省内市场的边界条件。省间市场交易确定后，省内市场再行组织交易，满足省内用户用电需求。

现货交易近期以省內市场为试点，以省间、省内“统一市场、两级运作”起步，主要开展现货电能交易和辅助服务交易，建立容量成本回收机制。中远期，随着输配电价、交叉补贴、电网结构、电力电量平衡格局、技术能力等市场基础条件的变化，推进省间、省内市场逐步融合，扩大市场主体范围、丰富交易品种，向全国统一电力市场过渡。

目前辅助服务以省内为主开展，省间辅助服务市场为补充。以后逐步推进省间现货市场与区域调峰辅助服务市场的融合，构建辅助服务成本分摊机制。

关于容量成本回收机制，考虑激励常规火电投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全，可根据发电成本、用电需求、系统可靠性要求等因素，确定容量电价。容量成本纳入市场运营公共服务成本，分摊至用户侧。容量市场可按照多年、年度、月度等开展容量交易，可由市场运营机构购买并将成本分摊至用户侧。

（三）试点情况

现行8个试点地区基本是组织省内现货交易，采用发用双方共同参与的双边交易方式，主要以日前、实时交易为主，因地制宜选取交易模式，结合实际、稳妥推进，逐步扩大省级现货试点覆盖范围。日前交易综合考虑中长期合同、日前负荷及新能源发电预测等，形成机组组合和发用电计划;日内实时交易主要用于解决实时平衡偏差调整问题。省内市场主要优化省内资源配置，保障电力电量供需平衡和安全供电秩序。

目前试点省份中山西、浙江、山东采用发电侧节点电价、用户侧节点加权平均电价;甘肃采用分区边际电价;福建、四川采用系统边际价格。

五、我国电力现货市场环境下区域电网输电定价方法的思考

现货市场交易[7]是与电力系统物理运行相耦合、满足市场成员交易意愿的交易行为，并为阻塞管理①和辅助服务提供调节手段和经济信号。现货电价是以竞价出清的组织方式促进了电量交易的充分竞争，实现了电力资源的高效、优化配置，能够有效引导电源、电网的合理规划，为建设投资提供量化决策依据。

（一）价格分摊体系

在未来成熟的区域电力市场环境下，电力用户和发电厂均需要从电力市场买卖电能。由于区域输电网络日益完善形成交流环网，以及电力环流的存在，区域内原有的“网对网”专项输电工程逐渐向区域共用网络演变，因而继续根据原有的输电工程划分标准分开核定“网对网”专项工程输电价格不利于送出电厂的公平竞争，区域电网输电价格应由“跨省共用网络输电价格”和“接入价”两部分构成。其中，“跨省共用网络输电价格”采取“分区定价法”定价，按照单一容量电价进行定价，而接入价采取“浅度回收模式”进行定价，按照固定电费的形式进行收费。从分摊对象来看，在电力现货市场成熟阶段，“跨省共用网络输电价格”由接入区域电网的发电厂和各省市的电力用户分摊，而接入价由“配套送出工程的发电厂”承担。具体如图1。

（二）价格形成机制设计

1.跨省共用网络输电价格

在我国区域电网逐渐发展成熟后，各区域内省间电网间具有紧密的交流连接，存在特高压环网结构，潮流存在频繁的跨省流动。在此情况下，方案设计拟采用分区定价的方法，进行跨省共用网络输电价格机制的设计，分区定价法确定的跨省共用网络输电价格用于回收共用网络投资和运维成本。如仍按照现行方式，仅由电力用户支付输电费用，则可能出现电力市场竞争不公平的问题。以西南水电送华中四省为例：

在未来成熟的电力现货市场环境下，河南、湖北等省份作为重要负荷中心，具有向区域市场购电的强烈意愿，而四川等西部省份作为电源中心，其低廉的水电将具有一定的竞争优势。在系统阻塞不严重的时段，电力现货市场将以系统出清价格结算，如果仍实施现行的，仅由用户支付的输电费时，将出现以下两种情况：

第一，西南地区水电能够满足华中地区电力负荷需求，系统出清价将以西南地区水电的报价结算。此时，河南、江西等省份的火电机组将难以中标，对其经营发展造成较大影响，同时也对负荷中心的电压稳定带来一定的隐患。

第二，西南地区水电不能够满足华中区域电力负荷需求，系统出清价将以河南、江西等地区的火电报价结算。此时，由于火电机组发电的边际成本远高于水电，区域电网电力用户的用电价格将被整体抬高，西南地区的水电机组将获得额外的发电利润。

从本质上看，造成这种现象的根源在于现行的、仅由电力用户支付的输电定价机制。西南地区水电能够向负荷中心地区送电的重要原因在于跨省输电线路的投资与建设，而仅由电力用户支付输电费的政策将造成输电成本在发电厂与电力用户之间的不公平分摊问题。不仅如此，不提供位置信号的输电价格还会造成各发电厂竞争的不公平性。如发电侧不支付输电费或支付相同的输电价，就相当于用西南水电的离岸价与负荷中心火电的到岸价进行竞争，使负荷中心电厂失去竞争优势，正如上面的例子中描述的一样，造成市场竞争的不公平。

因此，在未来的成熟电力现货市场环境下，应采取由发电和用户共同分摊的分区定价的方法核定输电价格，为发电厂和电力用户提供位置信号，在促进输电成本分摊公平性的同时，维护市场竞争的公平性，支持电力市场的安全运行和健康发展。

2.接入价

根据国际实践，接入价定价中存在“浅度回收”[8]和“深度回收”[9]两种回收模式。其中，“浅度回收模式”指仅通过接入价回收发电厂的“专用接入资产”部分的投资及运维成本。而“深度回收模式”指除发电厂的“专用接入资产”部分的投资及运维成本外，还要通过接入价回收部分共用网络输配电服务成本。接入价回收模式的选择不仅与系统容量的充裕度相关，还和共用网络输电定价的价格机制选择密切相关，其原则在于不影响输电价格信号的作用[10]。根据国际实践经验，在共用网络输电定价选择诸如“邮票法”等不提供位置信号的方法时，接入价应选择“深度回收模式”，而当共用网络输电定价选择“分区定价”时，接入价定价一般选择“浅度回收模式”。

对于區域电网来说，在共用网络输电定价选择“分区定价”的情况下，为保证输电价格信号组合作用的有效性，接入价应选择“浅度回收模式”。在价格形式方面，由于发电厂配套送出工程具有专用的性质，为保证成本的合理回收，应采取“固定电费”的形式向发电厂收费。

六、结语

本文通过对我国区域电网结构和现行的输电定价机制的总结，以及对输电定价理论和定价方法的梳理和分析，对电力市场环境下区域电网输电定价方案进行了设计，得出以下结论：

1.不同的输电价格体系和定价方法有其不同的适用环境，需要兼顾区域输电网络结构特点、所服务的电力市场模式及其输电价格形成机制乃至特定的公共政策等多种因素来选择和设计。

2.在电力现货市场环境下，区域电网输电价格应采取“跨省共用网络输电价格+发电厂接入价”的价格结构。

3.为了规范区域电网输电价格机制，促进跨省电力交易和电力资源优化配置，应将所有提供跨省输变电服务的资产进行统一核价，并采取“分区定价法”制定“跨省共用网络输电价格”，由发电企业与电力用户共担输配电服务成本，以促进发电企业之间的公平竞争，保障送、受端电网中电力用户间输电成本公平分担。

区域电网输电价格改革要体现不同电力用户和发电厂对输电网的使用程度，促进输电成本的公平分摊;与电力现货市场定价机制相配合，从短期优化电力系统的运行，从长期引导电网用户合理选址，提高电网投资效率，促进资源的优化配置。

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