跨省跨區(qū)輸電是保障國家能源戰(zhàn)略安全，解決我國能源資源和負荷中心逆向分布矛盾的重要手段。自2005年以來，尤其是2015年新一輪電力體制改革以來，我國大力推進跨省跨區(qū)電力交易工作，規(guī)則不斷完善，輸電能力大幅提升，交易規(guī)模逐年上升。2019年，跨省、跨區(qū)電力輸送電量分別為14440億千瓦時和5404億千瓦時，較2011年分別增長了2.3倍和3.2倍。跨省跨區(qū)電力交易市場的建立，推動資源在更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置，在保障電力供應(yīng)、促進清潔能源發(fā)展、維護電網(wǎng)安全、資源高效利用等方面發(fā)揮了重要作用。
一、我國跨地區(qū)電力交易進展
為加強跨省跨區(qū)電力交易，我國堅持抓規(guī)范、制訂交易規(guī)則，抓基礎(chǔ)、建設(shè)輸電通道，抓機制、形成輸電價格，抓“三公”、推動機構(gòu)股改，確?？缡】鐓^(qū)電力市場化交易規(guī)范開展。
(一)跨省跨區(qū)交易規(guī)則體系不斷完善
2005年2月，國家發(fā)展改革委、電監(jiān)會發(fā)布《關(guān)于促進跨地區(qū)電能交易的指導(dǎo)意見》(發(fā)改能源〔2005〕292號)，對電力跨區(qū)跨省交易做了相關(guān)規(guī)定。2015年，為了配合新一輪電力體制改革，有關(guān)部門相繼出臺《關(guān)于推進電力市場建設(shè)的實施意見》《關(guān)于有序放開發(fā)用電計劃的實施意見》等六個電改配套文件，發(fā)布了《關(guān)于完善跨省跨區(qū)電能交易價格形成機制有關(guān)問題的通知》(發(fā)改價格〔2015〕962號)。隨后兩年，國家發(fā)展改革委、國家能源局等相關(guān)部門對中長期交易規(guī)則、區(qū)域電網(wǎng)輸電價格、跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價等以正式文件的形式作了明確，確立了區(qū)域電網(wǎng)、跨省跨區(qū)專項工程輸電價格按照“準許成本加準許收益”的定價模式。
2018年，《北京電力交易中心跨區(qū)跨省電力中長期交易實施細則(暫行)》和《南方區(qū)域跨區(qū)跨省電力中長期交易規(guī)則(暫行)》發(fā)布，全國跨區(qū)跨省市場以及各省區(qū)內(nèi)中長期市場交易規(guī)則體系初步建立，有效規(guī)范和促進了跨省區(qū)電力市場交易的發(fā)展。
2020年1月，國家發(fā)展改革委印發(fā)《區(qū)域電網(wǎng)輸電價格定價辦法》和《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》，明確區(qū)域電網(wǎng)輸電價格、省級電網(wǎng)輸配電價準許收入由準許成本、準許收益和稅金構(gòu)成，與輸配電業(yè)務(wù)無關(guān)的固定資產(chǎn)不得納入可計提收益的固定資產(chǎn)范圍。同年9月，國家發(fā)展改革委制定出臺了第二監(jiān)管周期區(qū)域電網(wǎng)輸電價格和省級電網(wǎng)輸配電價(第二監(jiān)管周期指2020～2022年)。考慮2020年為應(yīng)對疫情降電價(電費)影響，新的輸配電價從2021年起執(zhí)行。
(二)跨省跨區(qū)電力輸送通道建設(shè)加快
2000年，隨著“西電東送”工程和“三峽輸變電工程”進入建設(shè)高峰和特高壓輸電線路開工建設(shè)，全國聯(lián)網(wǎng)快速推進。2011年，以青藏直流聯(lián)網(wǎng)工程投入試運行為標志，實現(xiàn)了全國除臺灣地區(qū)以外的全國聯(lián)網(wǎng)，形成了“西電東送”“北電南送”的電力配置格局。近年來，我國持續(xù)加大以特高壓輸電為重點的跨省區(qū)水電通道建設(shè)。截至2019年底，全國已投運的跨區(qū)域聯(lián)網(wǎng)及輸電通道28條，跨區(qū)輸電能力達到14615萬千瓦，其中跨區(qū)網(wǎng)對網(wǎng)輸電能力13218萬千瓦，跨區(qū)點對網(wǎng)送電能力1334萬千瓦。南方、華東、華北區(qū)域內(nèi)已投運9條跨省特高壓輸電線路，輸電能力5080千瓦。特高壓交直流輸電通道的建設(shè)推動了跨區(qū)電力輸送的規(guī)模不斷增大。
(三)跨區(qū)跨省輸電價格形成機制探索建立
目前，除華北華中聯(lián)網(wǎng)線路為單一制容量電價外，我國跨省跨區(qū)專項工程多數(shù)以單一制電量電價形式核定，電量電價在電力交易時采用順加的方法包含在落地電價中，由受電地區(qū)電力用戶承擔(dān);容量電價則根據(jù)聯(lián)網(wǎng)工程的受益情況由受益地區(qū)電力用戶承擔(dān)。2018年起，國家發(fā)展改革委連續(xù)兩次降低跨省跨區(qū)專項工程輸電價格，降低平均輸電價8.9元/千千瓦時。當(dāng)前，電價水平在1.54~8.02分/千瓦時?？鐓^(qū)輸配電價的降低以及電力市場化的推進極大降低了用戶用電成本。
(四)電力交易機構(gòu)股改逐步深入
2020年2月24日，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于推進電力交易機構(gòu)獨立規(guī)范運行的實施意見》(發(fā)改體改〔2020〕234號)，要求2020年上半年北京、廣州兩家區(qū)域性交易機構(gòu)和省(自治區(qū)、直轄市)交易機構(gòu)中電網(wǎng)企業(yè)持股比例全部降至80%以下，2020年底前電網(wǎng)企業(yè)持股比例降至50%以下。截至2020年上半年，北京電力交易中心增資協(xié)議簽約，引入十家投資主體，國家電網(wǎng)股權(quán)被稀釋至70%。廣州電力交易中心是按照多家單位參股的公司制模式組建，其中南方電網(wǎng)持股66.7%。電網(wǎng)企業(yè)在兩家跨區(qū)電力交易中心的持股比例均下降至80%以下。
(五)跨省跨區(qū)輸電交易規(guī)模不斷擴大
資源與電力負荷的錯配使得跨省跨區(qū)電力輸送和交換成為保障我國電力供應(yīng)、優(yōu)化資源配置的重要手段。目前，我國的跨省跨區(qū)交易品種主要分計劃交易和市場交易。其中市場交易包括中長期交易和臨時及短期交易，中長期交易包括電力直接交易、省間外送交易和省間合同交易。2019年，北京、廣州兩大區(qū)域電力交易中心組織完成省內(nèi)和省間市場交易電量合計為5280.2億千瓦時，其中，北京組織完成省間交易電量4931.4億千瓦時，同比提高40.1%;廣州組織完成省間交易電量326.4億千瓦時，同比提高10.6%。
圖 2011～2019年跨區(qū)、跨省電力輸送電量情況
2020年1～10月，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量25482.4億千瓦時，同比增長16%。省間交易電量(中長期和現(xiàn)貨)合計為4258.4億千瓦時，其中，省間電力直接交易1092.8億千瓦時、省間外送交易(網(wǎng)對點、網(wǎng)對網(wǎng))2965.7億千瓦時、發(fā)電權(quán)交易199.9億千瓦時。
二、我國跨地區(qū)電力交易面臨的形勢與挑戰(zhàn)
從遠期看，跨區(qū)跨省輸送電力需求和規(guī)模都將越來越大，亟需面向未來和發(fā)展需要，查找存在短板和不足，完善跨地區(qū)電力交易機制，充分發(fā)揮市場在電力交易中的資源優(yōu)化配置作用。
(一)跨省區(qū)電力市場建設(shè)目標、規(guī)模和時序統(tǒng)籌有待提高
我國清潔能源的快速發(fā)展，迫切需要發(fā)揮大電網(wǎng)、大市場作用，促進能源資源大范圍優(yōu)化配置。目前，各省電力市場建設(shè)目標不一致、時間要求和建設(shè)進度存在差異，市場規(guī)則各自制定，交易品種自行設(shè)計實施，時序安排上缺乏約束。在省內(nèi)市場交易品種日益增多的情況下，跨省區(qū)交易品種的實施窗口逐漸被壓縮，省間市場協(xié)調(diào)難度進一步加大，限制了發(fā)揮區(qū)域優(yōu)化資源配置的作用。此外，現(xiàn)貨市場試點建設(shè)提速，但各方對現(xiàn)貨模式與功能的理解仍存在差異，中長期和現(xiàn)貨交易的界面尚不明確，需要加強統(tǒng)籌協(xié)調(diào)。
(二)跨省區(qū)電力市場交易體制及輔助機制有待進一步完善
目前，市場建設(shè)尚處于起步和規(guī)范階段，各省區(qū)電力市場開放程度不同，準入標準不一。一方面，對跨省區(qū)交易主體存在限制，主要以網(wǎng)對網(wǎng)交易和政府間協(xié)議方式展開，尚未開發(fā)用戶和售電公司。市場主體對于擴大交易范圍的訴求進一步增強，但各省區(qū)為維護自身利益，限制本省區(qū)市場主體在更大范圍內(nèi)參與市場交易。另一方面，跨省區(qū)交易輔助服務(wù)補償費用機制缺失，部分省份的省外輸入電力嚴重擠壓本地發(fā)電空間，造成本地大量機組停備，產(chǎn)生高額的輔助服務(wù)補償費用，此部分費用都由本地電廠承擔(dān)。輔助服務(wù)的主要作用仍是以省內(nèi)市場調(diào)峰調(diào)頻為主，由發(fā)電企業(yè)獨自承擔(dān)輔助服務(wù)責(zé)任，偏離了輔助服務(wù)“誰受益、誰承擔(dān)”的本質(zhì)。
(三)跨區(qū)跨省輸電價格傳導(dǎo)機制有待健全
在當(dāng)前大部分地區(qū)電力供需偏寬松的形勢下，發(fā)電環(huán)節(jié)本身就處于弱勢，輸配電環(huán)節(jié)的電價不變，在電力直接交易不斷推進的情況下，受端電價下降的空間全部由發(fā)電端承擔(dān)，造成送端省份交易意愿不強。部分區(qū)域電網(wǎng)在跨省通道中收費，導(dǎo)致輸電價格偏高，由購電端落地電價倒推至送電端后，多省上網(wǎng)電價已低于火電燃料成本水平，過高的流通成本限制了電力外送，嚴重壓低了發(fā)電企業(yè)的利潤空間，形成了“供省外價低、供省內(nèi)價高”的不正常價格信號。
(四)特高壓交流輸電通道利用率有待提升
2020年5月，國家能源局印發(fā)《2019年度全國可再生能源電力發(fā)展監(jiān)測評價報告》。從公開的20條特高壓輸電送電量情況來看，錫盟—山東、蒙西—天津南、靈紹直流、雁淮直流、錫泰直流、魯固直流年輸送電量分別為54億、95億、415億、253億、119億、236億千瓦時，除了靈紹直流、雁淮直流、魯固直流輸送可再生能源109億、2億和93億千瓦時，其余可再生能源占比均為零。錫盟—山東特高壓交流、錫泰特高壓直流利用率不足20%，與線路設(shè)計初衷差距較大。
(五)跨省跨區(qū)電力交易信息披露及時性和透明度有待加強
目前，網(wǎng)對網(wǎng)市場化交易電量占到一半以上，交易量、價均由交易中心確定，電廠沒有參與定價的機會，僅能被動接受。交易落地價與當(dāng)?shù)仄骄暇W(wǎng)電價的價差去向不明，落實《關(guān)于規(guī)范電能交易價格管理等有關(guān)問題的通知》中“受電省(區(qū)、市)電網(wǎng)企業(yè)購?fù)馐‰娏康碾妰r與本省平均購電價有差異的，納入本省銷售電價方案進行平衡”的規(guī)定尚需加強。發(fā)電企業(yè)發(fā)起的跨省區(qū)交易，交易機構(gòu)響應(yīng)積極性不足，輸電通道分配和占用情況公開透明性也有待強化。此外，跨省跨區(qū)交易公告信息不夠全面和詳細，部分區(qū)域交易結(jié)果發(fā)布時間滯后，影響企業(yè)對后續(xù)交易進行預(yù)判。電網(wǎng)約束、安全校核等信息披露不完整，一定程度上影響市場成員競價策略的制定實施。
三、健全我國跨地區(qū)電力交易機制對策建議
為進一步擴大清潔能源消納空間，實現(xiàn)資源在更大范圍優(yōu)化配置，加快實現(xiàn)我國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型、及國家碳減排目標，建議國家層面加強規(guī)劃統(tǒng)籌、加快完善跨省跨區(qū)電力交易體制和配套機制。
(一)加快市場框架、模式和交易機制頂層設(shè)計，促進市場開放融合
隨著電力市場化改革的逐步深入，我國電力市場建設(shè)面臨新的形勢要求，迫切需要加強頂層設(shè)計。一是明確我國電力市場的整體框架、建設(shè)目標、運營方式和發(fā)展路徑，在市場建設(shè)各環(huán)節(jié)形成統(tǒng)一的核心規(guī)則，針對全國統(tǒng)一電力市場的市場模式、市場空間、交易品種以及配置方式等進行更為系統(tǒng)、深入、細致的設(shè)計，為電力市場建設(shè)的深入推進提供指導(dǎo);二是盡快明確各級市場的定位，推動各省級市場開放融合，促進省級電力市場逐步向全國統(tǒng)一的電力市場演化;三是完善跨省跨區(qū)電力市場與現(xiàn)貨市場交易的協(xié)調(diào)機制，研究細化省間省內(nèi)中長期和現(xiàn)貨市場在交易時序、阻塞管理與安全校核上的協(xié)調(diào)機制，保證各個市場環(huán)節(jié)的協(xié)同運作與平穩(wěn)運行。
(二)加快理順跨省跨區(qū)輸電價格機制，加快交易市場化進程
完善電價形成機制，是推進跨省跨區(qū)電力市場化交易的基礎(chǔ)和保障。一是研究跨省區(qū)輸電價格由單一制電價向兩部制電價轉(zhuǎn)變，容量電費補償跨省跨區(qū)輸電工程的固定成本，分攤給送受省份，待區(qū)域統(tǒng)一電力市場建立完善后，可考慮合理分攤給市場化用戶。電量電費補償跨省跨區(qū)輸電工程的變動成本，促進跨省跨區(qū)電力市場化交易，增強清潔能源消納能力，推動電力資源在更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置。二是建立靈活的輸電價格浮動機制，根據(jù)供需關(guān)系靈活采取價格調(diào)節(jié)手段，調(diào)動發(fā)電側(cè)、用電側(cè)參與市場的積極性，促進跨省區(qū)輸電通道輸電能力的充分發(fā)揮。三是完善繞道輸送電力的輸電價格機制，降低繞道輸送電力輸電價格，提高通道和資源的利用率。
(三)推動網(wǎng)源協(xié)同發(fā)展，提高跨省跨區(qū)輸電通道利用率
為了最大限度提高現(xiàn)有通道資源利用率，最大程度優(yōu)化資源配置，建議：一是加強國家與地方規(guī)劃銜接、電源電網(wǎng)規(guī)劃銜接、電源電網(wǎng)管理銜接，防止網(wǎng)源建設(shè)脫節(jié)，出現(xiàn)供需錯配。針對當(dāng)前配套電源項目建設(shè)滯后造成部分跨區(qū)輸電通道利用率低的問題，加快配套電源建設(shè)。二是國家相關(guān)主管部門統(tǒng)籌協(xié)調(diào)和牽頭組織輸電通道送、受電地區(qū)主管部門及相關(guān)電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、電力用戶(售電公司)等各方，按照公平合理、合作共贏，資源優(yōu)化的原則，協(xié)商確定長期送受電協(xié)議，保障輸電通道的長期穩(wěn)定高效運行。
(四)推動交易機構(gòu)共同建立清潔能源消納合理機制
要加強輸電通道調(diào)度運行效率，不斷增強清潔能源消納能力。一是優(yōu)化調(diào)整現(xiàn)行跨區(qū)跨省區(qū)電力中長期交易規(guī)則，將碳市場、可再生能源電力消納保障機制等政策機制融入規(guī)則，并推動強制執(zhí)行，在全力保障清潔能源足額消納的同時，通過經(jīng)濟價值補償體現(xiàn)清潔能源的綠色環(huán)保價值;二是加強跨省區(qū)電力交易平臺和省級交易平臺信息共享和數(shù)據(jù)交互，充分利用輸電通道富余容量，提高可再生能源消納水平;三是理順各級電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)與交易機構(gòu)間的權(quán)責(zé)劃分和運作關(guān)系，并盡可能減少調(diào)度權(quán)的更迭，保證市場機制設(shè)計與電網(wǎng)調(diào)度方式相適應(yīng)，確保電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。
黨的十九屆五中全會為“十四五”時期和2035年遠景目標描繪發(fā)展藍圖、規(guī)劃實踐路徑、部署戰(zhàn)略措施，對推進能源革命、改革創(chuàng)新、鄉(xiāng)村振興等工作提出了明確要求。未來我國能源需求維持增長態(tài)勢，電能占終端能源消費比重上升趨勢明顯。不斷完善體制、創(chuàng)新機制，持續(xù)提升跨地區(qū)電力交易功能，充分發(fā)揮電力在未來能源系統(tǒng)中的作用，必將為推動能源低碳清潔轉(zhuǎn)型作出新的貢獻。
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