叶春：我国跨地区电力交易进展与对策建议

　　跨省跨区输电是保障国家能源战略安全，解决我国能源资源和负荷中心逆向分布矛盾的重要手段。自2005年以来，尤其是2015年新一轮电力体制改革以来，我国大力推进跨省跨区电力交易工作，规则不断完善，输电能力大幅提升，交易规模逐年上升。2019年，跨省、跨区电力输送电量分别为14440亿千瓦时和5404亿千瓦时，较2011年分别增长了2.3倍和3.2倍。跨省跨区电力交易市场的建立，推动资源在更大范围内优化配置，在保障电力供应、促进清洁能源发展、维护电网安全、资源高效利用等方面发挥了重要作用。

　　一、我国跨地区电力交易进展

　　为加强跨省跨区电力交易，我国坚持抓规范、制订交易规则，抓基础、建设输电通道，抓机制、形成输电价格，抓“三公”、推动机构股改，确保跨省跨区电力市场化交易规范开展。

　　(一)跨省跨区交易规则体系不断完善

　　2005年2月，国家发展改革委、电监会发布《关于促进跨地区电能交易的指导意见》(发改能源〔2005〕292号)，对电力跨区跨省交易做了相关规定。2015年，为了配合新一轮电力体制改革，有关部门相继出台《关于推进电力市场建设的实施意见》《关于有序放开发用电计划的实施意见》等六个电改配套文件，发布了《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》(发改价格〔2015〕962号)。随后两年，国家发展改革委、国家能源局等相关部门对中长期交易规则、区域电网输电价格、跨省跨区专项工程输电价格定价等以正式文件的形式作了明确，确立了区域电网、跨省跨区专项工程输电价格按照“准许成本加准许收益”的定价模式。

　　2018年，《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则(暂行)》和《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则(暂行)》发布，全国跨区跨省市场以及各省区内中长期市场交易规则体系初步建立，有效规范和促进了跨省区电力市场交易的发展。

　　2020年1月，国家发展改革委印发《区域电网输电价格定价办法》和《省级电网输配电价定价办法》，明确区域电网输电价格、省级电网输配电价准许收入由准许成本、准许收益和税金构成，与输配电业务无关的固定资产不得纳入可计提收益的固定资产范围。同年9月，国家发展改革委制定出台了第二监管周期区域电网输电价格和省级电网输配电价(第二监管周期指2020～2022年)。考虑2020年为应对疫情降电价(电费)影响，新的输配电价从2021年起执行。

　　(二)跨省跨区电力输送通道建设加快

　　2000年，随着“西电东送”工程和“三峡输变电工程”进入建设高峰和特高压输电线路开工建设，全国联网快速推进。2011年，以青藏直流联网工程投入试运行为标志，实现了全国除台湾地区以外的全国联网，形成了“西电东送”“北电南送”的电力配置格局。近年来，我国持续加大以特高压输电为重点的跨省区水电通道建设。截至2019年底，全国已投运的跨区域联网及输电通道28条，跨区输电能力达到14615万千瓦，其中跨区网对网输电能力13218万千瓦，跨区点对网送电能力1334万千瓦。南方、华东、华北区域内已投运9条跨省特高压输电线路，输电能力5080千瓦。特高压交直流输电通道的建设推动了跨区电力输送的规模不断增大。

　　(三)跨区跨省输电价格形成机制探索建立

　　目前，除华北华中联网线路为单一制容量电价外，我国跨省跨区专项工程多数以单一制电量电价形式核定，电量电价在电力交易时采用顺加的方法包含在落地电价中，由受电地区电力用户承担;容量电价则根据联网工程的受益情况由受益地区电力用户承担。2018年起，国家发展改革委连续两次降低跨省跨区专项工程输电价格，降低平均输电价8.9元/千千瓦时。当前，电价水平在1.54~8.02分/千瓦时。跨区输配电价的降低以及电力市场化的推进极大降低了用户用电成本。

　　(四)电力交易机构股改逐步深入

　　2020年2月24日，国家发展改革委发布《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》(发改体改〔2020〕234号)，要求2020年上半年北京、广州两家区域性交易机构和省(自治区、直辖市)交易机构中电网企业持股比例全部降至80%以下，2020年底前电网企业持股比例降至50%以下。截至2020年上半年，北京电力交易中心增资协议签约，引入十家投资主体，国家电网股权被稀释至70%。广州电力交易中心是按照多家单位参股的公司制模式组建，其中南方电网持股66.7%。电网企业在两家跨区电力交易中心的持股比例均下降至80%以下。

　　(五)跨省跨区输电交易规模不断扩大

　　资源与电力负荷的错配使得跨省跨区电力输送和交换成为保障我国电力供应、优化资源配置的重要手段。目前，我国的跨省跨区交易品种主要分计划交易和市场交易。其中市场交易包括中长期交易和临时及短期交易，中长期交易包括电力直接交易、省间外送交易和省间合同交易。2019年，北京、广州两大区域电力交易中心组织完成省内和省间市场交易电量合计为5280.2亿千瓦时，其中，北京组织完成省间交易电量4931.4亿千瓦时，同比提高40.1%;广州组织完成省间交易电量326.4亿千瓦时，同比提高10.6%。

图 2011～2019年跨区、跨省电力输送电量情况

　　2020年1～10月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量25482.4亿千瓦时，同比增长16%。省间交易电量(中长期和现货)合计为4258.4亿千瓦时，其中，省间电力直接交易1092.8亿千瓦时、省间外送交易(网对点、网对网)2965.7亿千瓦时、发电权交易199.9亿千瓦时。

　　二、我国跨地区电力交易面临的形势与挑战

　　从远期看，跨区跨省输送电力需求和规模都将越来越大，亟需面向未来和发展需要，查找存在短板和不足，完善跨地区电力交易机制，充分发挥市场在电力交易中的资源优化配置作用。

　　(一)跨省区电力市场建设目标、规模和时序统筹有待提高

　　我国清洁能源的快速发展，迫切需要发挥大电网、大市场作用，促进能源资源大范围优化配置。目前，各省电力市场建设目标不一致、时间要求和建设进度存在差异，市场规则各自制定，交易品种自行设计实施，时序安排上缺乏约束。在省内市场交易品种日益增多的情况下，跨省区交易品种的实施窗口逐渐被压缩，省间市场协调难度进一步加大，限制了发挥区域优化资源配置的作用。此外，现货市场试点建设提速，但各方对现货模式与功能的理解仍存在差异，中长期和现货交易的界面尚不明确，需要加强统筹协调。

　　(二)跨省区电力市场交易体制及辅助机制有待进一步完善

　　目前，市场建设尚处于起步和规范阶段，各省区电力市场开放程度不同，准入标准不一。一方面，对跨省区交易主体存在限制，主要以网对网交易和政府间协议方式展开，尚未开发用户和售电公司。市场主体对于扩大交易范围的诉求进一步增强，但各省区为维护自身利益，限制本省区市场主体在更大范围内参与市场交易。另一方面，跨省区交易辅助服务补偿费用机制缺失，部分省份的省外输入电力严重挤压本地发电空间，造成本地大量机组停备，产生高额的辅助服务补偿费用，此部分费用都由本地电厂承担。辅助服务的主要作用仍是以省内市场调峰调频为主，由发电企业独自承担辅助服务责任，偏离了辅助服务“谁受益、谁承担”的本质。

　　(三)跨区跨省输电价格传导机制有待健全

　　在当前大部分地区电力供需偏宽松的形势下，发电环节本身就处于弱势，输配电环节的电价不变，在电力直接交易不断推进的情况下，受端电价下降的空间全部由发电端承担，造成送端省份交易意愿不强。部分区域电网在跨省通道中收费，导致输电价格偏高，由购电端落地电价倒推至送电端后，多省上网电价已低于火电燃料成本水平，过高的流通成本限制了电力外送，严重压低了发电企业的利润空间，形成了“供省外价低、供省内价高”的不正常价格信号。

　　(四)特高压交流输电通道利用率有待提升

　　2020年5月，国家能源局印发《2019年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》。从公开的20条特高压输电送电量情况来看，锡盟—山东、蒙西—天津南、灵绍直流、雁淮直流、锡泰直流、鲁固直流年输送电量分别为54亿、95亿、415亿、253亿、119亿、236亿千瓦时，除了灵绍直流、雁淮直流、鲁固直流输送可再生能源109亿、2亿和93亿千瓦时，其余可再生能源占比均为零。锡盟—山东特高压交流、锡泰特高压直流利用率不足20%，与线路设计初衷差距较大。

　　(五)跨省跨区电力交易信息披露及时性和透明度有待加强

　　目前，网对网市场化交易电量占到一半以上，交易量、价均由交易中心确定，电厂没有参与定价的机会，仅能被动接受。交易落地价与当地平均上网电价的价差去向不明，落实《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》中“受电省(区、市)电网企业购外省电量的电价与本省平均购电价有差异的，纳入本省销售电价方案进行平衡”的规定尚需加强。发电企业发起的跨省区交易，交易机构响应积极性不足，输电通道分配和占用情况公开透明性也有待强化。此外，跨省跨区交易公告信息不够全面和详细，部分区域交易结果发布时间滞后，影响企业对后续交易进行预判。电网约束、安全校核等信息披露不完整，一定程度上影响市场成员竞价策略的制定实施。

　　三、健全我国跨地区电力交易机制对策建议

　　为进一步扩大清洁能源消纳空间，实现资源在更大范围优化配置，加快实现我国能源结构转型、及国家碳减排目标，建议国家层面加强规划统筹、加快完善跨省跨区电力交易体制和配套机制。

　　(一)加快市场框架、模式和交易机制顶层设计，促进市场开放融合

　　随着电力市场化改革的逐步深入，我国电力市场建设面临新的形势要求，迫切需要加强顶层设计。一是明确我国电力市场的整体框架、建设目标、运营方式和发展路径，在市场建设各环节形成统一的核心规则，针对全国统一电力市场的市场模式、市场空间、交易品种以及配置方式等进行更为系统、深入、细致的设计，为电力市场建设的深入推进提供指导;二是尽快明确各级市场的定位，推动各省级市场开放融合，促进省级电力市场逐步向全国统一的电力市场演化;三是完善跨省跨区电力市场与现货市场交易的协调机制，研究细化省间省内中长期和现货市场在交易时序、阻塞管理与安全校核上的协调机制，保证各个市场环节的协同运作与平稳运行。

　　(二)加快理顺跨省跨区输电价格机制，加快交易市场化进程

　　完善电价形成机制，是推进跨省跨区电力市场化交易的基础和保障。一是研究跨省区输电价格由单一制电价向两部制电价转变，容量电费补偿跨省跨区输电工程的固定成本，分摊给送受省份，待区域统一电力市场建立完善后，可考虑合理分摊给市场化用户。电量电费补偿跨省跨区输电工程的变动成本，促进跨省跨区电力市场化交易，增强清洁能源消纳能力，推动电力资源在更大范围内优化配置。二是建立灵活的输电价格浮动机制，根据供需关系灵活采取价格调节手段，调动发电侧、用电侧参与市场的积极性，促进跨省区输电通道输电能力的充分发挥。三是完善绕道输送电力的输电价格机制，降低绕道输送电力输电价格，提高通道和资源的利用率。

　　(三)推动网源协同发展，提高跨省跨区输电通道利用率

　　为了最大限度提高现有通道资源利用率，最大程度优化资源配置，建议：一是加强国家与地方规划衔接、电源电网规划衔接、电源电网管理衔接，防止网源建设脱节，出现供需错配。针对当前配套电源项目建设滞后造成部分跨区输电通道利用率低的问题，加快配套电源建设。二是国家相关主管部门统筹协调和牵头组织输电通道送、受电地区主管部门及相关电网企业、发电企业、电力用户(售电公司)等各方，按照公平合理、合作共赢，资源优化的原则，协商确定长期送受电协议，保障输电通道的长期稳定高效运行。

　　(四)推动交易机构共同建立清洁能源消纳合理机制

　　要加强输电通道调度运行效率，不断增强清洁能源消纳能力。一是优化调整现行跨区跨省区电力中长期交易规则，将碳市场、可再生能源电力消纳保障机制等政策机制融入规则，并推动强制执行，在全力保障清洁能源足额消纳的同时，通过经济价值补偿体现清洁能源的绿色环保价值;二是加强跨省区电力交易平台和省级交易平台信息共享和数据交互，充分利用输电通道富余容量，提高可再生能源消纳水平;三是理顺各级电网调度机构与交易机构间的权责划分和运作关系，并尽可能减少调度权的更迭，保证市场机制设计与电网调度方式相适应，确保电网的安全稳定运行。

　　党的十九届五中全会为“十四五”时期和2035年远景目标描绘发展蓝图、规划实践路径、部署战略措施，对推进能源革命、改革创新、乡村振兴等工作提出了明确要求。未来我国能源需求维持增长态势，电能占终端能源消费比重上升趋势明显。不断完善体制、创新机制，持续提升跨地区电力交易功能，充分发挥电力在未来能源系统中的作用，必将为推动能源低碳清洁转型作出新的贡献。