跨國跨州/跨省跨區(qū)輸電定價機(jī)制及對中國專項工程定價的啟示

朱一兵，叢 野，張粒子，胡娛歐，張 晶，崔福博

（1.華北電力大學(xué)電氣與電子工程學(xué)院,北京市 102206；2.華北電力大學(xué)現(xiàn)代電力研究院,北京市 102206；3.國家電網(wǎng)有限公司華北分部,北京市 100053）

0 引言

在全球能源發(fā)展面臨資源緊張、氣候變化和環(huán)境污染等三大難題時,推動能源低碳轉(zhuǎn)型,實現(xiàn)綠色、可持續(xù)發(fā)展成為人類社會的共同事業(yè)。根據(jù)國際可再生能源署（International Renewable Energy Agency,IRENA）發(fā)布的《2022 年世界能源轉(zhuǎn)型展望》報告,可再生能源在全球能源結(jié)構(gòu)中的份額將從2019 的19%增加到2050 年的79%［1］。

為實現(xiàn)“30·60”雙碳目標(biāo),統(tǒng)籌推進(jìn)能源轉(zhuǎn)型,國家提出構(gòu)建新型電力系統(tǒng),逐步降低化石能源消耗,提高新能源發(fā)電占比。然而,中國新能源資源稟賦和能源需求呈逆向分布,只有加強(qiáng)跨省跨區(qū)輸電通道建設(shè),積極開展跨省跨區(qū)電力交易才能更為有效地促進(jìn)新能源消納,實現(xiàn)能源資源在全國范圍內(nèi)的優(yōu)化配置。為此,國家發(fā)展和改革委員會于2022年印發(fā)《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》,明確提出要加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系,實現(xiàn)電力資源在更大范圍內(nèi)共享互濟(jì)和優(yōu)化配置,以建設(shè)有更強(qiáng)新能源消納能力的新型電力系統(tǒng)［2］。作為跨省跨區(qū)電能交易價格的重要組成部分,跨省跨區(qū)輸電定價機(jī)制的合理性不僅影響相關(guān)投資和運行維護(hù)成本的合理回收,還會影響電能資源在更大范圍配置的效率。

在跨省跨區(qū)輸電定價機(jī)制的研究方面,國內(nèi)目前已有較多的研究成果,主要集中在價格形式和定價機(jī)制方面［3-12］。在價格形式方面,文獻(xiàn)［3-4］提出跨省跨區(qū)專項工程輸電價格采用單一制輸電價格的建議,其中,文獻(xiàn)［3］針對單一制電量電價、兩部制輸電價格和單一制容量電價是否符合“價格反映成本”的定價基本原則進(jìn)行分析后,建議采取單一制容量電價,并提出以送電功能為主的跨省跨區(qū)專項工程應(yīng)由受端省份或區(qū)域電網(wǎng)承擔(dān)全部輸電費用；文獻(xiàn)［4］首先總結(jié)了國外跨區(qū)輸電價格體系,并根據(jù)中國跨省跨區(qū)交易價格的特點和交易定價目標(biāo),提出跨省跨區(qū)專項工程應(yīng)采用單一制電量電價,并考慮適時收取安全費。文獻(xiàn)［5-10］提出跨省跨區(qū)專項工程應(yīng)采用兩部制輸電價格。其中,文獻(xiàn)［5］對新增跨省跨區(qū)專項工程建立了基于分層送電曲線的兩部制輸電價格定價機(jī)制；文獻(xiàn)［6］分析了不同容量電費占比下兩部制電價對準(zhǔn)許收入回收的影響；文獻(xiàn)［7］提出了容量電費與電量電費的比例應(yīng)按照折舊費和人工費的加和與不含人工費的運行服務(wù)費的比例進(jìn)行計算；文獻(xiàn)［8］建立了基于一維搜索算法及多時段電能量與備用聯(lián)合經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型的跨省跨區(qū)專項工程兩部制電價優(yōu)化模型,并確定了兩部制輸電價格中電量電費回收準(zhǔn)許收入的臨界點。文獻(xiàn)［9-10］提出容量電費和電量電費的比例應(yīng)根據(jù)實際交易情況確定。其中,文獻(xiàn)［9］提出可以采用增加安全電費的三部制輸電價格；文獻(xiàn)［10］提出容量電費由受益的省級電網(wǎng)承擔(dān),電量電費則由購電省份承擔(dān)。在定價機(jī)制方面,文獻(xiàn)［11］提出了依據(jù)沉沒成本和新增成本的兩部制價格模型,將新增成本和必要收益作為容量電費的基礎(chǔ),將沉沒成本以電量電費的形式進(jìn)行收??；文獻(xiàn)［12］通過梳理國外的實際做法和存在的問題,指出中國輸電定價機(jī)制應(yīng)合理設(shè)計定價區(qū),明確輸電服務(wù)的權(quán)利以及定價方法應(yīng)反映用戶對電網(wǎng)潮流的使用程度。

綜上,現(xiàn)有文獻(xiàn)在針對跨省跨區(qū)輸電定價機(jī)制研究時,大多集中在對準(zhǔn)許收入回收和成本公平分?jǐn)偟容旊姸▋r基本原則方面存在的問題進(jìn)行分析,尚缺乏對國外典型電力市場跨國（州）、跨市場輸電定價機(jī)制,隨其電力體制變化和電力市場發(fā)展情況等逐步調(diào)整的實踐經(jīng)驗梳理,同時,未提出對中國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價的經(jīng)驗啟示以及對未來發(fā)展方向的展望。為此,本文在分析中國現(xiàn)行的跨省跨區(qū)專項工程輸電定價機(jī)制在新型電力系統(tǒng)和全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)的背景下所面臨問題的基礎(chǔ)上,對中國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價的后續(xù)研究方向進(jìn)行展望。

1 國內(nèi)外跨省跨區(qū)和跨國跨州輸電工程現(xiàn)狀

跨省跨區(qū)和跨國跨州輸電工程定價機(jī)制與其輸電工程發(fā)展情況、功能定位和輸電網(wǎng)結(jié)構(gòu)等方面密切相關(guān)?，F(xiàn)階段,中國跨省跨區(qū)與美國、歐洲以及澳大利亞等跨國跨州輸電工程既存在相似之處,又有所區(qū)別。

1）中國跨省跨區(qū)輸電工程現(xiàn)狀

總體來看,中國跨省跨區(qū)輸電工程主要分為區(qū)域共用網(wǎng)絡(luò)和跨省跨區(qū)專項輸電工程2 類。

區(qū)域共用輸電網(wǎng)絡(luò)根據(jù)文獻(xiàn)［13］的相關(guān)定義,主要指的是保障省級電網(wǎng)安全運行和提供輸電服務(wù)的區(qū)域電網(wǎng)和相關(guān)省級電網(wǎng)所屬的500 kV 或750 kV 跨省交流共用輸電網(wǎng)絡(luò),以及納入國家規(guī)劃的1 000 kV 特高壓跨省交流共用輸電網(wǎng)絡(luò)。其中,東北和西北電網(wǎng)主要以消納新能源和電力送出為主；華北、華東和華中主要以保證用電需求和安全為主。

跨省跨區(qū)專項工程根據(jù)文獻(xiàn)［14］的相關(guān)定義,主要指的是以送電功能為主的跨區(qū)域電網(wǎng)工程,以及送受端相對明確、潮流方向相對固定的區(qū)域內(nèi)跨省輸電工程,并按照規(guī)劃設(shè)計之初的功能定位,可分為“點對網(wǎng)”專項輸電工程和“網(wǎng)對網(wǎng)”專項輸電工程等。其中,“點對網(wǎng)”專項輸電工程一般指的是具有配套電源和固定送電方向的、以送電功能為主的跨省跨區(qū)輸電工程,如陽城、錦界以及白鶴攤等送出工程；“網(wǎng)對網(wǎng)”專項輸電工程一般存在電能輸送和聯(lián)網(wǎng)互濟(jì)2 種功能,其中,具備電能輸送功能的“網(wǎng)對網(wǎng)”專項輸電工程包括錦蘇直流、復(fù)奉直流和南方電網(wǎng)的“西電東送”專項輸電工程等,以聯(lián)網(wǎng)工程為主的“網(wǎng)對網(wǎng)”專項輸電工程包括華北和東北聯(lián)網(wǎng)工程、華中和華東聯(lián)網(wǎng)工程等。

2）國外跨國跨州輸電工程現(xiàn)狀

從國外典型電力市場化國家及地區(qū),例如美國和歐洲等的實踐情況來看,各國均根據(jù)其經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展的需要建設(shè)了跨國（州）、跨市場輸電工程。其功能主要分為3 類:第1 類是用于區(qū)域市場內(nèi)部的跨州電能輸送,保證區(qū)域市場內(nèi)部各州的用電需求和電力系統(tǒng)安全可靠運行,與中國區(qū)域共用輸電網(wǎng)絡(luò)類似；第2 類是用于跨國（州）、跨市場電能輸送,實現(xiàn)電力資源在更大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置,與中國以送電為主的跨省跨區(qū)專項工程類似；第3 類則用于區(qū)域電力系統(tǒng)相互連接,用以提高區(qū)域電力系統(tǒng)的供電可靠性或緩解市場阻塞情況等,與中國以聯(lián)網(wǎng)功能為主的跨省跨區(qū)專項工程類似。

例如,美國賓夕法尼亞—新澤西—馬里蘭（Pennsylvania-New Jersey-Maryland,PJM）、中西部獨立系統(tǒng)運營商（midwest independent system operator,MISO）、加州獨立系統(tǒng)運營商（California independent system operator,CAISO）等區(qū)域市場運行范圍內(nèi)的區(qū)域輸電工程主要分為市場內(nèi)部的跨州輸電工程和區(qū)域市場間的跨市場輸電工程2 類。其中,區(qū)域市場內(nèi)部的跨州輸電工程與中國區(qū)域共用輸電網(wǎng)絡(luò)功能類似,其功能主要為向區(qū)域市場內(nèi)部的輸電用戶提供電量輸送和系統(tǒng)安全及可靠性服務(wù),例如,PJM 區(qū)域電力市場內(nèi)部的跨州輸電工程；區(qū)域市場間的跨市場輸電工程與中國的跨省跨區(qū)專項工程類似,其功能主要為實現(xiàn)2 個區(qū)域電力市場之間的電能余缺互濟(jì)、互為備用以及提高2 個區(qū)域電力系統(tǒng)運行穩(wěn)定性等,例如,PJM-MISO 跨市場的密歇根城—特雷爾溪—博斯曼138 kV 輸電線路（Michigan City-Trail Creek-Bosserman 138 kV line）［15］,屬于聯(lián)網(wǎng)工程范疇。

英國的輸電網(wǎng)由于地理分布等原因由2 部分組成:一部分為由英國國家電網(wǎng)公司統(tǒng)一調(diào)度的英格蘭—威爾士輸電網(wǎng)和蘇格蘭輸電網(wǎng)；另一部分為北愛爾蘭輸電網(wǎng)。目前,英國擁有1 條國內(nèi)高壓直流線路和4 條跨國直流輸電線路,與中國的跨省跨區(qū)專項工程類似。其中,1 條高壓直流線路主要連接蘇格蘭與英格蘭,用于將蘇格蘭的風(fēng)電輸送到英格蘭的負(fù)荷中心,屬于送電工程范疇；4 條跨國直流輸電線路分別連接愛爾蘭、北愛爾蘭、法國以及荷蘭,主要為緩解各國國內(nèi)交流電網(wǎng)阻塞,以降低因阻塞而引起的再調(diào)度成本［16］,屬于聯(lián)網(wǎng)工程范疇。

歐洲各國的資源稟賦差異較大,如歐洲北海東西海岸及愛爾蘭地區(qū)的風(fēng)電資源較為豐富,北歐地區(qū)水電資源豐富,地中海地區(qū)的太陽能資源較為集中,使得歐洲各國的電力裝機(jī)結(jié)構(gòu)和發(fā)電能力存在較大差異。為實現(xiàn)電力資源在歐洲范圍內(nèi)的優(yōu)化配置,歐洲各國逐漸開始進(jìn)行跨國輸電交易。目前,歐洲跨國輸電線路已超過400 條,覆蓋36 個國家和43 個輸電系統(tǒng)運營商（transmission system operator,TSO）。歐洲跨國輸電工程與中國的跨省跨區(qū)專項工程類似,其功能主要是將電能從能源資源富集國家及地區(qū)輸送至負(fù)荷中心區(qū),屬于送電工程范疇。

澳大利亞為促進(jìn)國內(nèi)能源資源的優(yōu)化配置,加強(qiáng)國內(nèi)各區(qū)域的電力聯(lián)系,目前已形成了昆士蘭、塔斯馬尼亞、南澳、新南威爾士、澳大利亞首都地區(qū)以及維多利亞等6 個行政區(qū)域互聯(lián)的跨區(qū)域電網(wǎng),各區(qū)域通過跨區(qū)域輸電工程相互連接。澳大利亞跨區(qū)域輸電工程與中國的跨省跨區(qū)專項工程類似,根據(jù)其功能主要分為2 類:一類用于將電能從新能源富集區(qū)域輸送至負(fù)荷中心區(qū)域,例如,昆士蘭—新南威爾 士 跨 區(qū) 域 輸 電 工 程（Queensland-NSW Interconnector）［17］,屬于送電工程范疇；另一類用于實現(xiàn)各區(qū)域之間的電能互濟(jì),改善電力系統(tǒng)穩(wěn)定性等,例如,達(dá)林頓點—迪納萬330 kV 輸電線路（Darlington Point to Dinawan 330 kV transmission line）［18］,屬于聯(lián)網(wǎng)功能范疇。

2 美國跨州（市場）輸電定價的歷史沿革

美國作為聯(lián)邦制國家,其電力體制和能源政策受到地理環(huán)境和經(jīng)濟(jì)發(fā)展的影響,由受監(jiān)管的垂直一體化地理壟斷市場逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)橐肱l(fā)和零售自由競爭的市場。為促進(jìn)跨電力公司電力交易的順利開展,其跨州（跨市場）輸電定價機(jī)制不斷優(yōu)化、完善。

2.1 區(qū)域輸電組織建立前的輸電定價

美國在電力行業(yè)發(fā)展早期存在著大量發(fā)輸配售垂直一體化的電力公司。各個電力公司在進(jìn)行跨州輸電時,起初將輸電服務(wù)與電能產(chǎn)品相互捆綁進(jìn)行電能外售,制定統(tǒng)一的跨州送電價格,即向用戶出售電力的零售價格基于其整體的會計成本（發(fā)電、輸電以及配電成本）,輸電價格作為零售價格的一部分與其他價格“捆綁”在一起,并不單獨核定。

出于經(jīng)濟(jì)利益最大化和維持電網(wǎng)可靠性等目的,大多數(shù)電力公司向相鄰的電力公司以及市政和合作配電公司提供2 種“非捆綁”輸電服務(wù),分別為協(xié)調(diào)協(xié)議服務(wù)（coordination agreements）和點對點合同路徑輸電服務(wù)（point-to-point contract path transmission service agreements）。

1）協(xié)調(diào)協(xié)議服務(wù)

協(xié)調(diào)協(xié)議指的是相鄰電力公司所簽訂的輸電和供電協(xié)議。由于各電力公司在同一時段的發(fā)電煤耗微增率可能存在差異,簽訂協(xié)調(diào)協(xié)議能夠使得相鄰電力公司在所經(jīng)營的地區(qū)更有效率地利用各自的發(fā)電能力和成本優(yōu)勢進(jìn)行電能互送交易,通過利潤共享的方式互利互惠。對于協(xié)調(diào)協(xié)議服務(wù),各電力公司互不收取輸電服務(wù)費。

2）點對點合同路徑輸電服務(wù)

隨著經(jīng)濟(jì)社會快速發(fā)展,美國各州的電力電量需求激增,考慮到美國各電力公司所屬地區(qū)的發(fā)電資源分布不均,電能的跨公司乃至跨州交易的重要性逐漸凸顯。為了適應(yīng)跨州電力交易的需求,點對點合同路徑輸電服務(wù)應(yīng)運而生。點對點合同路徑輸電服務(wù)是指從特定發(fā)電廠或與相鄰輸電公司互聯(lián)的點向特定配電公司輸電的服務(wù)。在輸電定價方面,點對點合同路徑輸電服務(wù)采用峰荷責(zé)任法定價,輸電用戶根據(jù)其用電負(fù)荷對于整個系統(tǒng)負(fù)荷高峰時段的最高用電負(fù)荷的貢獻(xiàn)程度支付輸電費用,即如果系統(tǒng)最高用電負(fù)荷為10 GW,且在該時段點對點合同路徑輸電服務(wù)的用戶負(fù)荷為1 GW,則點對點合同路徑輸電服務(wù)的準(zhǔn)許收入即為輸電線路總準(zhǔn)許收入的10%,輸電總準(zhǔn)許收入如式（1）所示。

式中:R為輸電線路的年度總準(zhǔn)許收入；Ot為輸電線路的年度運營成本；r為資本投資回報率；d為年度折舊率；KT為輸電設(shè)施的原始投資成本；d-t為基于原始成本的歷史折舊率。

購買輸電服務(wù)的用戶所支付的輸電價格根據(jù)點對點合同路徑輸電服務(wù)的準(zhǔn)許收入進(jìn)行核定,采取單一制容量電價定價,核定的單位兆瓦容量價格為輸電用戶的年輸電服務(wù)價格,并且年輸電服務(wù)價格可以均分為月輸電價格和日輸電價格。輸電用戶可以根據(jù)電力公司提供的容量和所需要的傳輸時限,購買1 日、1 星期、1 年甚至幾年的輸電服務(wù)。

若用戶購買的跨州輸電服務(wù)途經(jīng)多個電力公司經(jīng)營范圍內(nèi)的輸配電網(wǎng),則須分別在各電力公司購買點對點合同路徑輸電服務(wù),總輸電費用為輸電用戶所支付的各段輸電費用之和,該定價方式通常被稱為“攤煎餅”（pancaked）定價［19］。

2.2 區(qū)域輸電組織建立后的輸電定價

隨著經(jīng)濟(jì)社會進(jìn)一步發(fā)展,美國各地區(qū)用電需求大幅增長,此時能源資源稟賦差異產(chǎn)生的電能供需矛盾凸顯,電能進(jìn)行跨州傳輸?shù)男枨蠹ぴ?而當(dāng)時的電力體制和電價機(jī)制在一定程度上阻礙了電能資源在更大范圍的優(yōu)化配置。例如,原有的“攤煎餅”定價方式在進(jìn)行遠(yuǎn)距離輸電時將造成較高的“壁壘”,影響跨州輸電交易；由于大量的小型電力公司所負(fù)責(zé)的電網(wǎng)設(shè)施老舊、連接復(fù)雜,使得電力系統(tǒng)可靠性問題也愈發(fā)增多,需要大量的投資對其進(jìn)行維護(hù)。

為解決包括上述問題在內(nèi)的諸多電力市場交易問題,提高電力資源在更大范圍內(nèi)的配置效率,美國國會于1978 年出臺《公共事業(yè)監(jiān)管法案（Public Utility Regulatory Policy Act）》［20］,旨在形成自由競爭的發(fā)電側(cè)市場,為之后的電力市場化改革奠定了重要基礎(chǔ)。1996 年,聯(lián)邦能源管理委員會（Federal Energy Regulatory Commission,FERC）頒布了888號法令（Order 888）和889 號法令（Order 889）,將發(fā)電部分和輸電部分從供給形式上進(jìn)行分離,并且組建獨立系統(tǒng)運營商（independent system operator,ISO）,正式拉開美國電力工業(yè)全面市場化的序幕［21-22］。 1999 年2 月,FERC 頒 布2000 號 法 令（Order 2000）,提出由小型電力公司組建成大型區(qū)域輸電組織,逐漸形成PJM、MISO 以及CAISO 等區(qū)域電力市場［23］。

區(qū)域輸電組織建成后,美國各區(qū)域電力市場的輸電服務(wù)一般分為市場內(nèi)部的跨州輸電服務(wù)和區(qū)域市場之間的跨市場輸電服務(wù)2 類,并形成了由市場內(nèi)部的跨州輸電價格和區(qū)域市場間的跨市場輸電價格構(gòu)成的跨州跨市場輸電價格體系。在核算內(nèi)部跨州輸電和跨市場輸電價格時,主要遵循以下步驟和方法。

1）成本分?jǐn)?/p>

各區(qū)域市場的輸電成本分?jǐn)傔^程主要分為2 部分:首先,將跨市場輸電工程的相關(guān)成本分?jǐn)傊粮鲄^(qū)域市場；其次,將該部分成本與市場內(nèi)部的跨州輸電成本按照相應(yīng)的輸電成本分?jǐn)偡椒?分?jǐn)傊潦袌鰞?nèi)相關(guān)的輸電區(qū)域。

各區(qū)域市場間進(jìn)行的跨市場輸電成本分?jǐn)傊饕贔ERC 制定的跨區(qū)域輸電成本分?jǐn)? 項基本原則［24］,即通過與相鄰的市場分別簽署聯(lián)合運營協(xié)議（joint operating agreement）,有針對性地確定跨市場輸電成本分配方法［25］。以PJM 與MISO 市場為例,在進(jìn)行跨市場輸電成本分?jǐn)倳r,主要按照跨市場輸電資產(chǎn)的功能與目的在相鄰2 個市場之間進(jìn)行分?jǐn)?分?jǐn)傄罁?jù)主要包括基于提升各區(qū)域市場電力系統(tǒng)運行穩(wěn)定性的貢獻(xiàn)程度、各區(qū)域市場所減少的發(fā)電成本和用電成本比例,以及緩解各區(qū)域市場阻塞情況所帶來的收益等。

在將跨市場輸電資產(chǎn)的相關(guān)成本分?jǐn)傊粮鲄^(qū)域市場后,需要分?jǐn)傊潦袌鰞?nèi)部各輸電區(qū)域的輸電成本主要分為兩部分:一部分為已經(jīng)分?jǐn)傊猎搮^(qū)域市場的跨市場輸電成本；另一部分為該市場內(nèi)部的跨州輸電成本。為核定區(qū)域市場內(nèi)部的各輸電區(qū)域所要支付的輸電價格,還需根據(jù)特定的成本分?jǐn)傄?guī)則將上述兩部分輸電成本一并分?jǐn)傊粮鬏旊妳^(qū)域。

以PJM 市場為例,其市場內(nèi)部共存在22 個互聯(lián)的輸電區(qū)域。在進(jìn)行成本分?jǐn)倳r,110 kV 及以下的輸電成本直接分?jǐn)傊潦袌鰞?nèi)相關(guān)的輸電區(qū)域,110 kV 以上的輸電成本則需根據(jù)輸電資產(chǎn)功能應(yīng)用不同的分?jǐn)偡椒ㄟM(jìn)行分?jǐn)?。例?用于提高系統(tǒng)安全的輸電成本基于直流潮流的分布系數(shù)法進(jìn)行成本分?jǐn)?；用于提高系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性的輸電成本基于為區(qū)域市場內(nèi)部發(fā)電廠及電力用戶帶來的收益進(jìn)行成本分?jǐn)?；對?45 kV 雙回及500 kV 及以上的輸電成本則分為兩部分,其中,一半的輸電成本分?jǐn)偡椒ㄅc110 kV 以上的輸電成本分?jǐn)偡椒ㄏ嗤?即根據(jù)輸電資產(chǎn)功能進(jìn)行,另外一半則直接基于非同時系統(tǒng)峰荷的郵票法進(jìn)行分?jǐn)偂?/p>

2）輸電價格核定

在進(jìn)行成本分?jǐn)偤?美國PJM 市場針對市場交易中涉及的共用網(wǎng)絡(luò)輸電服務(wù)（network integration transmission service,NITS）和點對點輸電服務(wù)（point to point transmission service,PTPTS）分別設(shè)計了對應(yīng)的輸電定價機(jī)制。

共用網(wǎng)絡(luò)輸電服務(wù)（NITS）指的是電力公司為PJM 市場內(nèi)部電力用戶提供的輸電服務(wù),采用單一容量電價形式定價。PJM 市場內(nèi)部22 個互聯(lián)輸電區(qū)域的共用網(wǎng)絡(luò)輸電服務(wù)費率各不相同,一般根據(jù)輸電區(qū)域各輸電公司的年度傳輸準(zhǔn)許收入總和與輸電區(qū)域年最大同時負(fù)荷進(jìn)行計算［26］,且在年初由PJM 統(tǒng)一發(fā)布。輸電用戶根據(jù)其所在區(qū)域電力系統(tǒng)高峰時段最高用電負(fù)荷的貢獻(xiàn)程度和該區(qū)域的共用網(wǎng)絡(luò)輸電服務(wù)費率支付輸電服務(wù)費,如式（2）和式（3）所示。

式中:Rnits為該區(qū)域共用網(wǎng)絡(luò)輸電服務(wù)費率；Matrr為輸電區(qū)域各輸電公司的年度傳輸準(zhǔn)許收入總和；Lcp1為輸電區(qū)域年最大同時負(fù)荷；Pnits為輸電用戶需支付的共用網(wǎng)絡(luò)輸電服務(wù)價格；Splc為輸電用戶對于該區(qū)域峰值負(fù)荷貢獻(xiàn)度。

點對點輸電服務(wù)（PTPTS）是電力公司為跨市場交易主體提供的、將電能在PJM 和其他區(qū)域市場間傳輸?shù)妮旊姺?wù),采用單一制容量電價形式定價,根據(jù)送電容量和服務(wù)時長向參與跨市場電能交易的主體進(jìn)行收費。點對點輸電服務(wù)分為固定（firm）點對點輸電服務(wù)和非固定（non-firm）點對點輸電服務(wù)。

其中,固定點對點輸電服務(wù)指的是在電能接收點和電能輸送點之間事先預(yù)留或安排輸電容量的長期或短期跨市場輸電服務(wù),其預(yù)留容量遵循先到先得的原則,一般面向中長期的跨市場電力交易。參與跨市場電能交易的主體根據(jù)其預(yù)定的傳輸容量和輸電服務(wù)周期繳納輸電費用,其中,固定指的是該輸電服務(wù)所提供的跨市場輸電容量能夠基本得到保障,即當(dāng)跨市場輸電容量因系統(tǒng)運行或市場運行出現(xiàn)故障需要削減時,應(yīng)優(yōu)先保證固定點對點輸電服務(wù)的輸電容量,從而確保該輸電服務(wù)能夠順利執(zhí)行；當(dāng)跨市場輸電用戶所使用的輸電容量超過其購買的固定點對點輸電容量時,超過的容量部分則需要根據(jù)其使用時長相對應(yīng)的容量費率繳納2 倍罰款。

固定點對點輸電服務(wù)周期從日到多年,輸電價格如式（4）所示。

式中:Pfptp為固定點對點輸電服務(wù)價格；Cfptp為固定點對點輸電服務(wù)所預(yù)留的輸電容量；Rfptp為固定點對點容量費率。

固定點對點輸電服務(wù)的容量費率根據(jù)用戶購買的服務(wù)周期分為年、月、星期以及日費率,月、星期以及日費率基于年費率進(jìn)行計算,其中,日費率采用峰谷定價方法,高峰日為星期一至星期五等工作日,低谷日為星期六、星期日及其他法定節(jié)假日［27］。

年費率一般根據(jù)輸電區(qū)域各輸電公司年度傳輸準(zhǔn)許收入總和與輸電區(qū)域全年各月最大同時負(fù)荷的平均值進(jìn)行計算［26］,由式（5）確定。

式中:Rfptpyr為固定點對點輸電服務(wù)年費率；Lcp12為輸電區(qū)域全年各月最大同時負(fù)荷的平均值。

非固定點對點輸電服務(wù)指的是在滿足固定點對點輸電服務(wù)用戶的容量需求后,仍能夠在電能接收點和電能輸送點之間額外提供的短期輸電服務(wù),主要是面向發(fā)電機(jī)組和電力用戶間短期的跨市場電力交易。其中,非固定指的是該輸電服務(wù)提供的輸電容量可能因故障被削減或中斷,即當(dāng)跨市場輸電容量因系統(tǒng)運行或市場運行的事故需要被削減時,為保障固定點對點輸電服務(wù)能夠順利執(zhí)行,將優(yōu)先削減非固定點對點輸電服務(wù)的輸電容量；當(dāng)跨市場輸電用戶所使用的輸電容量超過其購買的非固定點對點輸電容量時,則需要根據(jù)調(diào)整后的輸電容量和其使用時長所對應(yīng)的容量費率重新計算輸電費用［26］。

非固定點對點輸電服務(wù)的月、星期以及日費率與固定點對點輸電服務(wù)相同,輸電用戶在支付小時輸電費用時也采用峰谷費率,分為高峰時段和低谷時段,高峰時段為07:00—11:00,低谷時段為11:00—次日07:00［28］。

此外,PJM 在共用網(wǎng)絡(luò)輸電服務(wù)和點對點輸電服務(wù)費率核定時,均根據(jù)該區(qū)域各輸電公司的年度傳輸準(zhǔn)許收入之和進(jìn)行計算,這使得各輸電公司在向其所在區(qū)域的輸電用戶收取共用網(wǎng)絡(luò)輸電服務(wù)費時,已能夠足額回收其年度傳輸準(zhǔn)許收入。此時,若再收取點對點輸電服務(wù)費,可能導(dǎo)致輸電公司重復(fù)獲得輸電收入。為此,PJM 在核定共用輸電網(wǎng)絡(luò)服務(wù)費率時,會從年度傳輸準(zhǔn)許收入中預(yù)先扣除預(yù)計可能獲得的點對點輸電服務(wù)收入,以保障輸電公司年度準(zhǔn)許收入的合理回收［29］。

3 歐洲跨國輸電定價的歷史沿革

歐洲于1993 年提出建立統(tǒng)一電力市場的改革目標(biāo),并在此期間經(jīng)歷了國家電力市場、區(qū)域電力市場以及跨國電力市場3 個市場發(fā)展階段［30］。為適應(yīng)各階段的跨國輸電工程運行特點和歐洲統(tǒng)一市場的發(fā)展需要,歐洲跨國輸電價格形成機(jī)制也在不斷變化、調(diào)整。

3.1 國家電力市場發(fā)展階段

在1996 年歐盟第一能源法案頒布之前,挪威、瑞典以及英國等國家就已經(jīng)開始著手建立電力批發(fā)市場,并逐漸引入市場競爭,但在歐盟大部分地區(qū),發(fā)電、輸電、配電和售電業(yè)務(wù)仍掌握在各個國家內(nèi)部的垂直一體化電力公司手中。1996 年,歐洲頒布了放開電力市場的第1 個指令（Directive 96/92/EC）,指令要求垂直一體化發(fā)電企業(yè)進(jìn)行發(fā)、輸、配、售電業(yè)務(wù)在財務(wù)上的分離,各國輸電用戶的跨國輸電交易由原有的壟斷方式改成至少需要經(jīng)過協(xié)商的第三方準(zhǔn)入（third party access,TPA）方式。與此同時,各國也在積極建立自己的國家電力市場,正式拉開了歐洲統(tǒng)一電力市場改革的序幕［31］。

1）跨國輸電容量分配

由于歐洲各國當(dāng)時正處于各自的國家電力市場發(fā)展時期,大部分國家對于電能進(jìn)口或出口的需求較小,跨國電能交易量少、不頻繁,所以跨國輸電通道容量采用“先到先得”（first come,first serve）的方式進(jìn)行分配?！跋鹊较鹊谩敝饕侵篙旊娤到y(tǒng)運營商根據(jù)固定價格表出售跨國輸電通道容量合同,并按照市場申報時序出清輸電容量的交易機(jī)制。

2）成本回收

在回收輸電成本方面,歐洲各國輸電系統(tǒng)運營商主要按照郵票法核定的固定價格表中的容量價格出售跨國輸電通道容量合同,用以回收相應(yīng)的輸電成本［32］。

3.2 區(qū)域電力市場發(fā)展階段

2003 年,歐盟頒布了第2 個能源指令（Directive 03/54/EC）,提出發(fā)電、輸電、配電要進(jìn)行法律意義上的分離,即拆分成獨立的子公司,其中輸、配電環(huán)節(jié)電價受政府價格部門或監(jiān)管機(jī)構(gòu)監(jiān)管,以防止一體化電力公司的壟斷行為、交叉補貼和不公平競爭［33］。此后,歐盟提出了在歐洲范圍內(nèi)建設(shè)區(qū)域性電力市場的設(shè)想（electricity regional initiative,ERI）,使得歐洲各個國家電力市場逐漸融合為以北歐電力市場、英國和愛爾蘭電力市場、伊利比亞電力市場以及東南歐電力市場等為主的區(qū)域電力市場。

1）跨國輸電容量分配

隨著市場范圍不斷擴(kuò)大,由于歐洲各國在電源結(jié)構(gòu)方面的互補作用凸顯,如瑞典水電資源豐富、波蘭以煤電為主、法國則更多地利用核能發(fā)電等,跨國送電規(guī)模穩(wěn)步提升,跨國輸電容量在負(fù)荷高峰時段的稀缺性愈發(fā)顯著。此時,原有的、“先到先得”的跨國輸電通道容量分配方式無法正常反映和激發(fā)輸電資源的市場價值。在此背景下,歐洲各國的輸電系統(tǒng) 運 營 商 于2001 年 引 入“ 顯 式 拍 賣”（explicit auction）機(jī)制,并在此后逐漸取代“先到先得”方式,成為主要的跨國輸電容量分配方式。

值得注意的是,美國的跨市場交易的電力需要通過同步交流電網(wǎng)進(jìn)行傳輸,其跨市場可用輸電容量（available transfer capability,ATC）的計算涉及范圍廣、計算方法復(fù)雜,而歐洲跨國電力交易的載體多為較為明確的直流輸電通道,其通道可用輸電容量的計算相較美國更為簡單,為其設(shè)計和實施跨國輸電權(quán)機(jī)制提供了便利。當(dāng)時,“顯式拍賣”主要指由聯(lián)合輸電容量辦公室（joint allocation office,JAO）組織的跨國輸電線路容量拍賣,一般存在年、季、月至日內(nèi)等多拍賣周期［34］。

2）成本回收

在跨國輸電工程的成本回收方面,歐盟在頒布的第2 個指令中的第1228/2003 號條例（Regulation 1228/2003）明確提出,將跨國輸電交易所產(chǎn)生的成本分為兩部分進(jìn)行回收。一部分是跨國電能傳輸產(chǎn)生的各國國內(nèi)輸電線路網(wǎng)損成本和輸電設(shè)施投資建設(shè)成本,通過跨國輸電補償機(jī)制（inter-TSO compensation mechanism,ITC）進(jìn)行回收,并以容量電費的方式分配至各市場主體。在機(jī)制設(shè)計之初,ITC 規(guī)定跨國輸電服務(wù)的輸電設(shè)施建設(shè)成本應(yīng)采用前瞻性長期平均增量成本（forward-looking long-run average incremental cost）的方法進(jìn)行核定,但由于歐洲各國在此方面尚未達(dá)成共識,目前采用一種妥協(xié)性的方法,即并不實際區(qū)分因跨國電能傳輸產(chǎn)生的各國國內(nèi)輸電設(shè)施建設(shè)成本,而是通過設(shè)立定額的基建成本補償金的方式,依據(jù)各國跨國輸電交易情況進(jìn)行分配［35］；另一部分則為跨國輸電通道的投資和運行維護(hù)成本,主要通過“顯式拍賣”的方式進(jìn)行回收［36］。歐洲各國在進(jìn)行跨國輸電交易時,單獨對跨國輸電通道容量進(jìn)行拍賣,并根據(jù)市場出清價格從高到低進(jìn)行排序,以邊際電價出清,通過輸電權(quán)拍賣交易收入來彌補輸電工程的投資和運行維護(hù)成本。若輸電系統(tǒng)運營商利用“顯式拍賣”所回收的金額不足以覆蓋或超過所需的跨國輸電成本,則可通過相關(guān)國家的國內(nèi)輸電費用進(jìn)行調(diào)節(jié)。

3.3 跨國電力市場發(fā)展階段

歐盟在2007 年適時提出了《2020 年氣候與能源一攬子計劃》,明確歐盟2020 年的溫室氣體排放量要在1990 年的基礎(chǔ)上降低20%,可再生能源在整個終端能源消費的占比增至20%,能源效率提高20%［37］?？紤]到歐洲各國資源稟賦不同,可再生能源資源分布不平衡,需要在更大范圍內(nèi)進(jìn)行能源資源的優(yōu)化配置,導(dǎo)致各國的跨國輸電交易需求顯著提高,使得歐洲逐漸從區(qū)域電力市場向跨國電力市場方向發(fā)展。

1）跨國輸電容量分配

基于上述背景,歐盟于2009 年發(fā)布新一輪電力改革法案,其中包含的第3 個指令（Directive 2009/72/EC）指出,為加強(qiáng)歐洲各個國家間的電氣聯(lián)系以及對跨國輸電服務(wù)進(jìn)行更好的管理,歐盟成立了歐洲輸電運營機(jī)構(gòu)（European network of transmission system operators for electricity,ENTSO-E）［38］。ENTSO-E 提出了跨國輸電線路的容量分配和阻塞管理（capacity allocation and congestion management,CACM）機(jī)制,對歐洲跨國輸電線路容量分配規(guī)則等進(jìn)行進(jìn)一步優(yōu)化、規(guī)范和明確,其中,就包括對原有的、以“顯式拍賣”為主的跨國輸電容量分配機(jī)制的調(diào)整［39］。

具體而言,隨著歐盟低碳轉(zhuǎn)型工作的進(jìn)一步推進(jìn),歐洲各國的可再生能源裝機(jī)容量和發(fā)電量占比不斷提高,并不斷替代原有的燃煤火電等傳統(tǒng)能源。在此背景下,可再生能源發(fā)電的隨機(jī)性、間歇性以及波動性使得歐洲各國電源的整體出力特性發(fā)生變化,跨國輸電通道的送電潮流方向在不同時段可能出現(xiàn)難以預(yù)測的頻繁變化,使得基于日前市場跨國輸電容量拍賣的“顯式拍賣”機(jī)制運行效率低下,且由于“顯式拍賣”與電能量交易分別在不同的市場單獨進(jìn)行,割裂的交易機(jī)制無法在2 個市場之間傳達(dá)正確的信息和價格信號,可能會出現(xiàn)拍賣容量和現(xiàn)實容量不匹配、跨國輸電線路利用率降低、價格趨同減少甚至潮流逆向流動等問題。因此,歐洲多數(shù)國家在進(jìn)行跨國輸電容量分配時,由原有的“顯式拍賣”機(jī)制逐漸過渡到基于跨國輸電通道容量與跨國能量聯(lián)合優(yōu)化出清的“隱式拍賣”（implicit auction）機(jī)制分配跨國輸電容量。

所謂“隱式拍賣”機(jī)制,指的是通過電能量交易和跨國輸電容量交易聯(lián)合優(yōu)化出清方式分配跨國輸電容量的機(jī)制。由于該機(jī)制將電能量和跨國輸電容量進(jìn)行聯(lián)合優(yōu)化出清,故能夠有效規(guī)避拍賣容量和實際可用輸電容量不匹配、跨國輸電通道利用率低以及潮流逆向流動等問題,并且其出清價格為電能量和跨國輸電容量的雙重市場價值的體現(xiàn),為其他電力市場提供了更為準(zhǔn)確的價格信號［40］。

需要說明的是,目前,除北歐Nordpool 市場全部采取“隱式拍賣”機(jī)制分配跨國輸電容量外,歐洲其他國家主要采用“顯式拍賣”與“隱式拍賣”相結(jié)合的方式分配跨國輸電容量,其中,“顯式拍賣”主要應(yīng)用于跨國雙邊電力交易,“隱式拍賣”則應(yīng)用于日前市場耦合［41］。

2）成本回收

對于跨國電能傳輸導(dǎo)致的各國國內(nèi)輸電線路的網(wǎng)損成本、輸電設(shè)施的投資和運行維護(hù)成本以及跨國輸電通道的投資和運行維護(hù)成本,歐洲各國分別采取以下方式進(jìn)行成本回收。

因歐洲跨國輸電產(chǎn)生的潮流穿越造成的各國內(nèi)部的輸電線路網(wǎng)損成本和輸電設(shè)施使用成本仍然采用ITC 的方式進(jìn)行回收。

跨國輸電通道的投資和運行維護(hù)成本則根據(jù)跨國輸電容量的分配機(jī)制進(jìn)行回收。由于歐洲多數(shù)國家的跨國輸電容量分配方式由“顯式拍賣”過渡到了“隱式拍賣”,導(dǎo)致跨國輸電通道使用成本的回收方式也相應(yīng)發(fā)生變化。在“隱式拍賣”容量分配機(jī)制下,歐洲跨國輸電工程的投資及運行維護(hù)成本主要通過阻塞盈余方式回收。具體而言,在實施分區(qū)邊際電價機(jī)制的區(qū)域電力現(xiàn)貨市場機(jī)制下,當(dāng)跨國輸電通道因阻塞等原因使得送端和受端所在價格區(qū)間存在價差時,就會出現(xiàn)阻塞盈余收入,這部分收入將被擁有該輸電通道容量的輸電系統(tǒng)運營商收取,或按照各國輸電系統(tǒng)運營商對該輸電通道容量的投資比例等進(jìn)行分配,用于彌補跨國輸電工程的投資和運行維護(hù)成本［42］。

此外,利用“隱式拍賣”回收成本的輸電線路可根據(jù)是否受到價格監(jiān)管分為2 類。第1 類是受監(jiān)管的跨國輸電線路,按照管制機(jī)制可分為“收入上限管制”和“滑動收益管制”2 種。其中,當(dāng)受到“收入上限管制”的輸電線路通過阻塞盈余獲得的收入不能覆蓋或超過跨國輸電成本時,需要通過歐洲各國的國內(nèi)輸電費用進(jìn)行調(diào)節(jié),使其完全回收成本；當(dāng)受到“滑動收益管制”的輸電線路獲得的收入不能實現(xiàn)成本回收目標(biāo)時,如其已獲得的收入低于監(jiān)管機(jī)構(gòu)為其劃定的收入下限,則通過相關(guān)國家的國內(nèi)輸配電費補償其收入至下限［43］。第2 類是不受監(jiān)管的“商業(yè)線路”（merchant project）,其只能通過阻塞盈余回收跨國輸電通道的投資和運行維護(hù)成本,盈虧自負(fù)［44］。

4 澳大利亞跨區(qū)域輸電定價的歷史沿革

澳大利亞國家電力市場（national electricity market,NEM）于1998 年正式開始運營,共包含昆士蘭、塔斯馬尼亞、南澳、新南威爾士、澳大利亞首都地區(qū)以及維多利亞等6 個行政區(qū)域,囊括5 個州級輸電網(wǎng)和14 個主要配電網(wǎng)［45］。隨著電力市場建設(shè)不斷深入,跨區(qū)域輸電交易不斷增多,國家電力市場逐漸開始跨區(qū)輸電定價改革,持續(xù)完善跨區(qū)輸電定價機(jī)制。

4.1 跨區(qū)域輸電定價改革前的輸電定價

在國家電力市場運營初期,澳大利亞市場內(nèi)部各區(qū)域之間的電網(wǎng)聯(lián)系并不緊密,跨區(qū)域輸電交易量和交易頻次較少,所以澳大利亞并未針對跨區(qū)域輸電服務(wù)進(jìn)行收費。直至1999 年,澳大利亞國家電力 法 規(guī) 管 理 局（National Electricity Code Administrator,NECA）提出允許輸電企業(yè)收取跨區(qū)域輸電費用［46］,但該提議在2001 年被澳大利亞競爭和消費者委員會（Australia Competition and Consumer Commission,ACCC）駁 回。在2004 至2005 年期間,NECA 在對輸電收入和定價審查過程中強(qiáng)調(diào)了缺乏跨區(qū)域輸電定價機(jī)制的問題,但并未提出任何改進(jìn)意見。

在澳大利亞進(jìn)行跨區(qū)域輸電定價改革前,各區(qū)域電力用戶支付的輸配電費中僅包含與本區(qū)域輸配電網(wǎng)投資和運行維護(hù)相關(guān)的成本,而并不包含支持電能跨區(qū)輸送相關(guān)的跨區(qū)輸電設(shè)備投資及運行維護(hù)成本等,未能體現(xiàn)“誰受益、誰承擔(dān)”的成本分?jǐn)傇瓌t。例如,在當(dāng)時,南澳大利亞區(qū)域與維多利亞區(qū)域為澳大利亞國家電力市場內(nèi)相鄰區(qū)域,如果南澳大利亞的電力用戶需要維多利亞州的發(fā)電機(jī)組提供電能,則勢必需要經(jīng)過維多利亞州的輸電系統(tǒng)和跨區(qū)輸電工程。為了滿足電能跨區(qū)輸送的需求,將產(chǎn)生一定的投資成本和運營成本。但在當(dāng)時的定價規(guī)則下,維多利亞輸電系統(tǒng)運營商無法從南澳大利亞的跨區(qū)域輸電用戶收取任何費用,相應(yīng)的跨區(qū)輸電成本僅由維多利亞區(qū)域的用戶承擔(dān)。

4.2 跨區(qū)域輸電定價改革后的輸電定價

隨著澳大利亞經(jīng)濟(jì)社會進(jìn)一步發(fā)展,國家電力市場內(nèi)部各區(qū)域經(jīng)濟(jì)發(fā)展差異和能源資源稟賦差異產(chǎn)生的電能供需矛盾逐漸凸顯,跨區(qū)域輸電交易量和交易頻次也逐步增多。為解決送出區(qū)域電力用戶不公平地承擔(dān)因跨區(qū)送電造成的區(qū)域內(nèi)輸電成本的問題,能源部長理事會（Ministerial Council on Energy,MCE）于2010 年向澳大利亞能源市場委員會（Australia Energy Market Commission,AEMC）提交規(guī)則變更請求,提出在電能跨區(qū)域輸送時應(yīng)增加“負(fù)荷輸出費”（load export charge,LEC）,即在相鄰2 個區(qū)域進(jìn)行電能交易時,電能流入?yún)^(qū)域的用戶需要向電能流出區(qū)域繳納一定的輸電費［47］。2013年,澳大利亞能源市場委員會正式公布了關(guān)于區(qū)域間輸電收費的最終決定和實施細(xì)則,文件最后決定采用“修訂后的負(fù)荷輸出費”（modified load export charge,MLEC）回收跨區(qū)域輸電成本,并在2015 年7 月1 日起正式實行。

具體來說,澳大利亞國家電力市場將輸電服務(wù)分為4 類,分別為接入服務(wù)（entry services）、接出服務(wù)（exit services）、公共輸電服務(wù)（common services）,以及包含跨區(qū)域輸電服務(wù)的輸電網(wǎng)使用服務(wù)（transmission use of system services）。各項服務(wù)費用組成了澳大利亞國家電力市場輸配電價體系?！靶抻喓蟮呢?fù)荷輸出費”作為輸電網(wǎng)使用服務(wù)費的一部分,與輸電網(wǎng)使用服務(wù)費中的與位置相關(guān)費用計算方法相同,主要基于標(biāo)準(zhǔn)的成本網(wǎng)絡(luò)定價方法（cost reflective network pricing methodology,CRNP Methodology）分節(jié)點進(jìn)行確定,跨區(qū)域電能流出節(jié)點的輸電用戶所需支付跨區(qū)域輸電容量電價則基于“修訂后的負(fù)荷輸出費”進(jìn)行核定。具體的定價過程主要分為成本分?jǐn)偤涂鐓^(qū)域輸電價格核定兩部分。

1）成本分?jǐn)?/p>

跨區(qū)域輸電交易成本分?jǐn)傊饕譃? 個步驟:第1 個步驟為核定輸電網(wǎng)絡(luò)運營商（transmission network service provider,TNSP）的年度總準(zhǔn)許收入,并根據(jù)TNSP 的年度總準(zhǔn)許收入計算出輸電網(wǎng)使用服務(wù)的年度準(zhǔn)許收入；第2 個步驟則是將輸電網(wǎng)使用服務(wù)年度準(zhǔn)許收入中跨區(qū)域輸電的成本分?jǐn)傊料到y(tǒng)中各節(jié)點,從而確定跨區(qū)輸電節(jié)點的準(zhǔn)許收入。

核定輸電使用服務(wù)的年度準(zhǔn)許收入首先應(yīng)確定TNSP 的年度總準(zhǔn)許收入,TNSP 的年度總準(zhǔn)許收入為最大準(zhǔn)許收入扣除提供規(guī)定的公共輸電服務(wù)預(yù)計產(chǎn)生的運營和維護(hù)的成本。其次,根據(jù)TNSP 所提供的4 種輸電服務(wù)對其年度總準(zhǔn)許收入進(jìn)行分?jǐn)?分?jǐn)偙壤齽t按照各項輸電服務(wù)的優(yōu)化重置成本（optimized replacement cost,ORC）占總優(yōu)化重置成本的比例進(jìn)行確定［48］,輸電使用服務(wù)的年度準(zhǔn)許收入計算方法如式（6）所示。

式中:Rasrr為輸電使用服務(wù)的年度準(zhǔn)許收入；MorcTUOS為輸電使用服務(wù)的優(yōu)化重置成本；Morctotal為各項輸電服務(wù)的總優(yōu)化重置成本；Maarr為TNSP 的年度總準(zhǔn)許收入。

首先,將輸電使用服務(wù)年度準(zhǔn)許收入分為與位置相關(guān)的輸電費用和與位置無關(guān)的輸電費用。其中,與位置相關(guān)輸電費用和與位置無關(guān)輸電費用各占輸電使用服務(wù)年度準(zhǔn)許收入的50%,“修訂后的負(fù)荷輸出費”則包含在與位置相關(guān)輸電費用中。

其次,根據(jù)基于“365 d”法的標(biāo)準(zhǔn)成本網(wǎng)絡(luò)模型,將各輸變電資產(chǎn),如輸電線路和變壓器等的相關(guān)準(zhǔn)許收入分?jǐn)傊粮鬏旊姽?jié)點。具體來說,選取各輸電節(jié)點全年（365 d）內(nèi)每月的負(fù)荷需求最大的半小時節(jié)點功率值,并求得各輸電節(jié)點的月度負(fù)荷最大需求平均值,以此作為核價場景確定各輸變電資產(chǎn)的使用情況,并將相關(guān)準(zhǔn)許收入按使用情況比例分配給各輸電節(jié)點,每個輸電節(jié)點分?jǐn)偟臏?zhǔn)許收入總和即為該節(jié)點的總成本。

最后,計算跨區(qū)域電能流出節(jié)點總成本占整個輸電網(wǎng)絡(luò)節(jié)點總成本的比值,通過與位置相關(guān)輸電費用和該比值的乘積得出該跨區(qū)域電能流出節(jié)點的年度準(zhǔn)許收入,即“修訂后的負(fù)荷輸出費”［49］。

2）跨區(qū)域輸電價格核定

基于區(qū)域間傳輸?shù)臍v史最大需量或跨區(qū)域輸電合同約定的最大需量和跨區(qū)域電能流出節(jié)點的年度準(zhǔn)許收入,核定跨區(qū)域電能流出節(jié)點的輸電用戶所需支付的容量電價。

5 中國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價的歷史沿革及存在的問題

5.1 中國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價的歷史沿革

中國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價政策的演變隨電力體制改革進(jìn)程主要經(jīng)歷了3 個階段。

在第1 輪電力體制改革前,中國電價制度以滿足社會公益事業(yè)的需要為原則,由國家價格主管部門統(tǒng)一管理電價,電價以政府制定的終端銷售電價為主,并不存在獨立的跨省跨區(qū)專項工程輸電價格。

在2002 年開始的第1 輪電力體制改革后,中國實現(xiàn)了“廠網(wǎng)分開”,并依據(jù)《關(guān)于印發(fā)電價改革實施的辦法的通知》［50］建立了由上網(wǎng)電價、輸配電價和銷售電價構(gòu)成的新電價體系,明確了輸電專項服務(wù)價格由接入價、專用工程輸電價和聯(lián)網(wǎng)價3 類構(gòu)成。其中,專用工程輸電價主要適用于電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)利用專用工程以“點對網(wǎng)”或“網(wǎng)對網(wǎng)”形式提供電能輸送服務(wù)時價格的核定,而聯(lián)網(wǎng)價適用于電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)利用專用聯(lián)網(wǎng)工程為電網(wǎng)之間提供聯(lián)網(wǎng)服務(wù)時價格的核定,并根據(jù)功能的不同分別采取單一制電價（電量或容量電價）和兩部制電價定價方式,形成了中國跨省跨區(qū)專項工程輸電價格體系的雛形［51］。

在2015 年開始的第2 輪電力體制改革中,國家價格主管部門對跨省跨區(qū)專項工程輸電價格的形成機(jī)制進(jìn)行持續(xù)優(yōu)化、完善。其中,2017 年發(fā)布的《跨省跨區(qū)專項工程輸電定價辦法（試行）》［13］提出,跨省跨區(qū)專項工程的價格形式應(yīng)按照其功能進(jìn)行確定,即以輸電功能為主的專項工程實行單一制電量電價,隨交易收??；以聯(lián)網(wǎng)功能為主的專項工程實行單一制容量電價,由送受兩端省份共同分?jǐn)偅?3］,如式（7）所示。

式中:p1為單一制電量電價；MT為跨省跨區(qū)輸電服務(wù)年度總成本；C0為跨省跨區(qū)輸電通道核價容量；T0為該輸電通道的核價年利用小時數(shù)；ρ0為輸電通道的核價線損率；p2為郵票法定價的單一制容量電價。

此后,為進(jìn)一步提升跨省跨區(qū)專項工程輸電價格核定的科學(xué)性和合理性,國家發(fā)展和改革委員會于2021 年10 月頒布的《跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法》［14］對跨省跨區(qū)專項工程的范圍進(jìn)行了明確的界定。定價辦法中指出,跨省跨區(qū)專項工程是指以送電功能為主的跨區(qū)域電網(wǎng)工程,以及送受端相對明確、潮流方向相對固定的區(qū)域內(nèi)跨省輸電工程,實行單一制電量電價,并且提出對于同一送、受端的多條跨省跨區(qū)專項工程在核定輸電價格時可采用通道定價的辦法；可再生能源增量現(xiàn)貨交易的最優(yōu)路徑已滿時,若通過其他具有空余輸電能力的專項工程進(jìn)行送電,則仍按照最優(yōu)路徑進(jìn)行結(jié)算。至此,中國形成了相對科學(xué)、合理的跨省跨區(qū)專項工程輸電價格體系與定價機(jī)制［14］。

5.2 新時期跨省跨區(qū)專項工程輸電定價的原則和存在的問題分析

通過對國際實踐分析可知,歐洲、美國、澳大利亞等國家及地區(qū)跨國跨州輸電定價政策的演變均是為了適應(yīng)目標(biāo)國家及地區(qū)電力體制、電力市場發(fā)展情況和能源政策的變化調(diào)整。目前,中國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價主要應(yīng)用經(jīng)營期法或“準(zhǔn)許成本加合理收益”方法進(jìn)行核定,在明確經(jīng)營期內(nèi)的年收入需求或監(jiān)管周期的年準(zhǔn)許收入的基礎(chǔ)上,按照政府主管部門批復(fù)的利用小時數(shù)進(jìn)行電量價格的計算。同時,作為跨省跨區(qū)電能交易價格的主要構(gòu)成項和重要的公用事業(yè)價格之一,跨省跨區(qū)專項工程輸電價格除應(yīng)遵循輸配電價定價的基本原則,即實現(xiàn)公平分?jǐn)傒旊姵杀竞洼旊姕?zhǔn)許收入回收外,還應(yīng)與國家能源政策協(xié)同［52］,在促進(jìn)提高電力市場競爭效率的同時助力可再生能源資源跨省消納,協(xié)同促進(jìn)全國統(tǒng)一電力市場體系和新型電力系統(tǒng)的平穩(wěn)、有效建設(shè),用以積極穩(wěn)妥推進(jìn)“雙碳”目標(biāo)的實現(xiàn)。然而,中國現(xiàn)行的、以經(jīng)營期法核定的跨省跨區(qū)專項工程單一制電量輸電價格在新時期仍存在以下問題。

1）單一制電量電價形式可能影響電力市場競爭效率和電能資源的優(yōu)化配置

市場競爭效率作為評價市場經(jīng)濟(jì)運行有效程度的重要指標(biāo),可以通過社會總福利衡量［53］。根據(jù)文獻(xiàn)［8］中的跨省跨區(qū)專項工程輸電價格對電力現(xiàn)貨市場交易影響的分析得出,單一制電量電價通過影響省外機(jī)組向市場供電短期邊際成本的方式,影響各機(jī)組市場報價排序,進(jìn)而影響電力市場的出清價格和系統(tǒng)總發(fā)電成本。

具體到中國省間電力市場情況下,根據(jù)國家電網(wǎng)有限公司發(fā)布的《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則（試行）》［54］中的相關(guān)規(guī)定,中國省間交易定價機(jī)制主要采用經(jīng)過折算的邊際出清電價機(jī)制,具體步驟如下:首先,將受端省份的買方報價考慮所有交易路徑的輸電價格和輸電網(wǎng)損,逐一折算到賣方節(jié)點；其次,將折算后的買方報價在賣方節(jié)點與賣方報價進(jìn)行高低匹配,賣方節(jié)點最后一筆成交交易對的買賣雙方價格的算術(shù)平均值為該賣方節(jié)點的出清價格,以此作為該賣方節(jié)點所有成交交易的結(jié)算價格；最后,將此出清價格按照交易路徑輸電價格和輸電網(wǎng)損反向折算至買方節(jié)點,折算至買方節(jié)點的價格即為該買方節(jié)點與對應(yīng)賣方節(jié)點成交交易的結(jié)算價格［54］,如圖1 所示。圖中:q1為有跨省跨區(qū)專項工程電量輸電價格時的省間現(xiàn)貨市場出清電量；q2為無跨省跨區(qū)專項工程電量輸電價格時的省間現(xiàn)貨市場出清電量；λ1為有跨省跨區(qū)專項工程電量輸電價格時的省間現(xiàn)貨市場出清價格；λ2為無跨省跨區(qū)專項工程電量輸電價格時的省間現(xiàn)貨市場出清價格。

圖1 省間現(xiàn)貨市場供需曲線Fig.1 Supply and demand curves of inter-provincial spot market

從圖1 可以看出,買方經(jīng)電量輸電價格折算后的報價曲線與賣方報價曲線所圍成的面積相較于折算前變小,說明省間現(xiàn)貨市場交易的社會總福利存在損失,其原因正如文獻(xiàn)［8］中分析所述,即跨省跨區(qū)專項工程電量輸電價格可能作為“交易稅”通過提高省間市場交易成本的方式降低省間市場交易量,從而造成供給者和消費者剩余損失。

不僅如此,因單一制電量輸電價格產(chǎn)生的省間交易電量的變化還可能影響省內(nèi)現(xiàn)貨市場競爭效率。根據(jù)國家電網(wǎng)有限公司發(fā)布的《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則（試行）》［54］中的相關(guān)敘述,中國現(xiàn)階段的省間電力現(xiàn)貨交易采用“省間物理、省內(nèi)金融”的方式。具體來說,在進(jìn)行省間電力交易時,電力現(xiàn)貨交易的賣方成交結(jié)果作為送端關(guān)口負(fù)荷增量參與送端省內(nèi)出清,買方成交結(jié)果作為受端關(guān)口電源參與受端省內(nèi)出清,其中,“省間物理”指在此方式下送受端省份按照交易結(jié)果進(jìn)行實物交割,而“省內(nèi)金融”則指省內(nèi)以市場競爭決定實際履約主體,在省間現(xiàn)貨市場中成交的市場主體電量在省內(nèi)進(jìn)行差價結(jié)算。在此交易規(guī)則下,送端現(xiàn)貨市場出清電量為送端省內(nèi)電量需求加上省間交易電量,受端現(xiàn)貨市場出清電量為受端省內(nèi)電量減去省間交易電量,使得送、受兩端現(xiàn)貨市場出清價格受到省間交易電量的影響。綜上,單一制電量輸電價格能夠通過省間現(xiàn)貨市場交易電量的方式影響市場主體的發(fā)購電成本,進(jìn)而影響省內(nèi)現(xiàn)貨市場競爭效率。

2）單一制電量電價形式可能會影響輸電工程準(zhǔn)許收入回收或輸電價格水平的相對穩(wěn)定

在原有的計劃體制下,中國省間與區(qū)域間的電能交易一般以國家指令性計劃和政府間框架協(xié)議的形式開展,年送電量規(guī)模可根據(jù)送電計劃較為準(zhǔn)確地預(yù)測,送電價格通過雙邊協(xié)商或政府定價方式確定,輸電價格按照經(jīng)營期定價法進(jìn)行核定,通過單一制電量電價的形式由電力用戶承擔(dān),能夠在整體上保證跨省跨區(qū)專項工程準(zhǔn)許收入的回收。

在新一輪電力市場化改革啟動后,跨省跨區(qū)國家指令性計劃和政府間框架協(xié)議電量將逐漸放開,省間和區(qū)域間的交易電量和交易價格均將隨著電力市場的供需情況發(fā)生變化。結(jié)合中國近年“西電東送”水電來水情況不確定性的增加以及送端省份送出電量受市場出清機(jī)制等因素的影響,跨省跨區(qū)專項工程的傳輸電量難以用原有方法準(zhǔn)確預(yù)測,此時,若跨省跨區(qū)專項工程輸電價格仍沿用單一制電量電價,則可能出現(xiàn)所回收的輸電費用與準(zhǔn)許收入之間偏差較大的問題。即使采用平滑機(jī)制,將所回收的輸電費用和準(zhǔn)許收入偏差量滾入下個監(jiān)管周期,也可能因可再生能源預(yù)測電量偏差等原因使得下個監(jiān)管周期的準(zhǔn)許收入難以實現(xiàn)。從另一個角度來看,如果上一個輸配電價監(jiān)管周期內(nèi)實際輸電收入與準(zhǔn)許收入偏差較大,則收入平滑機(jī)制的應(yīng)用可能造成2 個監(jiān)管周期間輸電價格水平波動較大,難以保障輸電價格水平的相對平穩(wěn),不利于跨省跨區(qū)交易的可持續(xù)開展。

此外,在中國原有政府定價的情況下,發(fā)電側(cè)按照政府核定上網(wǎng)電價和發(fā)電利用小時數(shù)回收成本并獲得合理收益,輸配電價由終端電力用戶承擔(dān),能夠在整體上保證跨省跨區(qū)專項工程輸電成本分?jǐn)偟墓叫?。但隨著機(jī)組送電價格和送電量逐漸由電力市場出清機(jī)制決定,鑒于可再生能源發(fā)電機(jī)組低邊際成本特性,可能在電力市場交易中獲得相比原政府定價情況下超額的發(fā)電利潤。此時,根據(jù)“誰收益、誰分?jǐn)偂钡脑瓌t,現(xiàn)行的、僅由電力用戶支付輸電費用的方式將難以保證專項工程輸電成本的公平分?jǐn)偂?/p>

3）單一制電量電價形式可能難以適應(yīng)全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)與發(fā)展

目前,中國跨省跨區(qū)專項工程主要采用經(jīng)營期法或者“準(zhǔn)許成本加合理收益”方法核定的單一制電量輸電價格,輸電價格體系相對簡單,并在原有的計劃體制下取得了良好的效果。但隨著全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)不斷深入,跨省跨區(qū)電力市場交易逐漸由電量交易向分時段的電力交易轉(zhuǎn)變,未來的跨省跨區(qū)交易形式也將由原有的計劃交易逐漸演變?yōu)閲抑噶钚杂媱澋戎虚L期合同交易、競爭性中長期合同交易以及電力現(xiàn)貨交易等多種形式,由此產(chǎn)生的跨省跨區(qū)輸電通道容量分配問題將逐漸凸顯,跨省跨區(qū)輸電權(quán)機(jī)制將得以逐步應(yīng)用和實施［14］。在此情況下,現(xiàn)行的、按照單一制電量電價形式核定的跨省跨區(qū)輸電價格體系則存在以下弊端。

首先,無法與輸電權(quán)機(jī)制協(xié)同,難以適應(yīng)跨省跨區(qū)交易從電量交易到分時段電力交易的轉(zhuǎn)變。一般,商品的價格應(yīng)由其價值決定,并且價格需要反映其價值。隨著未來跨省跨區(qū)送電交易將從原有的電量交易逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)榉謺r段的電力交易,跨省跨區(qū)送電交易將從電量交易轉(zhuǎn)變?yōu)殡娏灰?專項工程輸電權(quán)的交易也將呈現(xiàn)為分時段的輸電容量使用權(quán)交易。若跨省跨區(qū)輸電價格仍采用不分時段的單一制電量電價的價格形式,將無法通過價格合理反映跨省跨區(qū)輸電通道的容量產(chǎn)品價值,難以促進(jìn)專項工程輸電通道容量的合理分配,不利于實現(xiàn)輸電價格與輸電權(quán)機(jī)制的協(xié)同。

其次,價格體系缺乏靈活性,難以適應(yīng)由國家指令性計劃等中長期合同交易、競爭性中長期合同交易以及電力現(xiàn)貨交易等構(gòu)成的多種跨省跨區(qū)電力市場交易形式。

6 未來發(fā)展方向和啟示

跨省跨區(qū)專項工程輸電價格作為跨省跨區(qū)電力市場交易價格的重要組成部分,其價格水平與結(jié)構(gòu)不僅直接影響跨省跨區(qū)專項工程輸電成本的回收,還會影響市場交易價格和資源優(yōu)化配置。根據(jù)上述國際實踐的分析可知,美國、歐洲以及澳大利亞等國家和地區(qū)典型電力市場跨國跨州、跨市場輸電定價機(jī)制均隨著其電力體制改革、電力市場發(fā)展以及能源政策目標(biāo)的變化不斷優(yōu)化調(diào)整。其中,美國由受監(jiān)管的垂直一體化地理壟斷方式逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)橐肱l(fā)和零售的自由競爭方式,在此期間為數(shù)眾多的垂直一體化小型電力公司逐漸融合為大型輸電組織,形成了PJM、MISO 等區(qū)域電力市場。在此情況下,為實現(xiàn)資源在更大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置,原本的跨州輸電服務(wù)范圍不斷擴(kuò)大,其定價機(jī)制也由原有的“攤煎餅”的跨州輸電價格機(jī)制逐漸轉(zhuǎn)變成由市場內(nèi)跨州和跨市場相結(jié)合的輸電價格體系,采取單一制容量輸電價格形式；歐洲為實現(xiàn)統(tǒng)一電力市場的改革目標(biāo),此前共經(jīng)歷國家電力市場、區(qū)域電力市場以及跨國電力市場等3 個電力市場發(fā)展階段,為適應(yīng)各階段輸電工程的特點和統(tǒng)一電力市場的發(fā)展需要,其跨國輸電工程的輸電定價機(jī)制從最初按照郵票法核定固定價格表中的容量價格逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)檫m應(yīng)多種輸電權(quán)分配機(jī)制的靈活輸電價格機(jī)制。

現(xiàn)階段中國正處于新型電力系統(tǒng)建設(shè)和全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)的新時期,跨省跨區(qū)專項工程輸電價格體系和定價機(jī)制也應(yīng)隨中國能源政策的變化、電力市場的進(jìn)程而不斷優(yōu)化調(diào)整,用以推動中國能源綠色轉(zhuǎn)型發(fā)展進(jìn)程,為中國“雙碳”目標(biāo)的實現(xiàn)和全國統(tǒng)一電力市場體系的建設(shè)提供有力支撐。為此,提出以下2 點啟示和展望。

1）探索實施跨省跨區(qū)專項工程兩部制輸電價格形式,在促進(jìn)提高電力市場競爭效率的同時維持輸電價格水平的相對穩(wěn)定。根據(jù)美國、歐洲等典型電力市場化國家及地區(qū)的實踐經(jīng)驗,為適應(yīng)跨國跨州電力市場交易和輸電權(quán)機(jī)制的需要,分別建立了基于事前核價和顯式/隱式拍賣的單一制容量輸電價格機(jī)制。單一制容量輸電價格雖然能夠在降低專項工程準(zhǔn)許收入回收風(fēng)險的同時提高電力市場競爭效率,但對于輸變電工程投資經(jīng)濟(jì)性評價體系和輸配電價定價監(jiān)管機(jī)制亟待完善的中國來說,采取單一制容量電價機(jī)制可能難以有效激勵電網(wǎng)提高運行和投資效率,助力電網(wǎng)企業(yè)穩(wěn)健運營和可持續(xù)發(fā)展。

因此,建議結(jié)合全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)進(jìn)程,逐步調(diào)整跨省跨區(qū)專項工程輸電價格由現(xiàn)行的單一制電量電價向兩部制電價過渡。其中,電量電價可根據(jù)送出地區(qū)電源結(jié)構(gòu)和受端地區(qū)負(fù)荷特性采取分時定價機(jī)制,例如,當(dāng)送出地區(qū)電源結(jié)構(gòu)以水電為主時,可結(jié)合來水特點采取豐枯輸電定價機(jī)制,用以鼓勵枯期水電外送；當(dāng)送出地區(qū)電源以風(fēng)電/光伏為主時,可采取峰谷輸電定價機(jī)制,通過降低風(fēng)電/光伏大發(fā)時段的輸電價格,促進(jìn)可再生能源進(jìn)一步消納；當(dāng)送出地區(qū)電源結(jié)構(gòu)以常規(guī)火電為主時,可結(jié)合受端地區(qū)負(fù)荷特性,采取峰谷輸電定價機(jī)制,激勵用戶側(cè)調(diào)整用電模式,緩解受端地區(qū)高峰用電需求缺口。在容量電費分?jǐn)偡矫?一方面考慮到新能源大規(guī)模外送可能進(jìn)一步降低跨省跨區(qū)輸電通道的容量利用率,甚至加速跨省跨區(qū)輸電通道容量投資；另一方面考慮到新能源電源低短期邊際成本的特點,可能在燃煤電源作為邊際發(fā)電機(jī)組的電力市場中獲得較高的邊際利潤,基于“誰受益、誰分?jǐn)偂钡某杀痉謹(jǐn)傇瓌t,跨省跨區(qū)專項工程的容量電費可由送、受端地區(qū)電網(wǎng)用戶（發(fā)電機(jī)組和電力用戶）共同分?jǐn)?。同時,送出側(cè)的容量電費可以計及新能源電源的發(fā)電特性對跨省跨區(qū)送電通道利用率和容量投資的影響,設(shè)定不同分?jǐn)偙壤伤投税l(fā)電機(jī)組承擔(dān)。

綜上,采用雙側(cè)付費的兩部制輸電價格能夠在有效平抑新能源發(fā)電機(jī)組超額收益的同時促進(jìn)終端電價水平穩(wěn)中有降,并進(jìn)一步降低電網(wǎng)企業(yè)輸電準(zhǔn)許收入的回收風(fēng)險。

2）探索建立更為靈活的跨省跨區(qū)專項工程輸電價格機(jī)制,以適應(yīng)全國統(tǒng)一電力市場體系下輸電權(quán)機(jī)制的建設(shè)。隨著中國電力體制改革不斷深入,全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)進(jìn)程逐漸加快,跨省跨區(qū)電力交易形式也將由單一的計劃交易逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)榘▏抑噶钚杂媱澋戎虚L期合同交易、競爭性中長期合同交易以及電力現(xiàn)貨交易等多種交易形式,由此產(chǎn)生的跨省跨區(qū)輸電通道容量分配問題將逐步通過建立與交易形式相適應(yīng)的輸電權(quán)機(jī)制解決。為促進(jìn)輸電價格與跨省跨區(qū)輸電權(quán)機(jī)制的協(xié)同,應(yīng)建立與多種交易形式和輸電權(quán)分配機(jī)制相適應(yīng)的、靈活的輸電價格體系。

具體來說,結(jié)合歐洲和美國的跨國跨州、跨市場輸電通道容量分配機(jī)制,針對國家指令性計劃等中長期合同交易,可基于對發(fā)電能力預(yù)測和合同周期對跨省跨區(qū)輸電通道容量進(jìn)行提前分配,采取事前核價方式核定兩部制輸電價格,結(jié)合分配容量和交易電量收取輸電費用；針對由市場形成的競爭性中長期合同交易,可探討采取“顯式拍賣”或“先到先得”等方式對跨省跨區(qū)輸電通道容量進(jìn)行分配,并結(jié)合兩部制輸電價格的形式,容量電費可基于各交易主體提前預(yù)訂的輸電容量（事前付費方式）或在跨省跨區(qū)交易中已實際使用的輸電容量（事后付費方式）進(jìn)行付費,電量電費則根據(jù)跨省跨區(qū)輸電通道實際的輸電量進(jìn)行征收；針對省外機(jī)組跨省跨區(qū)參與省內(nèi)電力現(xiàn)貨交易,可采取“隱式拍賣”等方式分配跨省跨區(qū)輸電通道容量,利用阻塞盈余回收部分跨省跨區(qū)專項工程輸電成本。

綜上,建議結(jié)合全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)進(jìn)程,建立跨省跨區(qū)輸電權(quán)機(jī)制以及與輸電權(quán)分配機(jī)制相適應(yīng)的、更為靈活的跨省跨區(qū)專項工程輸電價格體系,以適應(yīng)全國統(tǒng)一電力市場體系的建設(shè)與發(fā)展。

7 結(jié)語

本文綜合考慮中國新型電力系統(tǒng)建設(shè)和全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)需求,對國內(nèi)外跨?。▏┛鐓^(qū)（州）輸電工程定價的背景和發(fā)展沿革進(jìn)行系統(tǒng)的綜述,探討了新時期中國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價機(jī)制優(yōu)化的思路與啟示。通過對美國、歐洲以及澳大利亞等國家和地區(qū)典型電力市場的跨國跨州、跨市場輸電定價機(jī)制的改革歷程和發(fā)展情況進(jìn)行梳理和分析,得出這些市場跨國跨州輸電定價政策的演變均是為了適應(yīng)其國家或地區(qū)電力體制、電力市場發(fā)展和能源政策變化的結(jié)論。

在此基礎(chǔ)上,結(jié)合中國跨省跨區(qū)專項工程輸電定價機(jī)制的發(fā)展沿革,分析中國現(xiàn)行的跨省跨區(qū)專項工程輸電定價機(jī)制在新型電力系統(tǒng)和全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)背景下的不適應(yīng)性,并借鑒國際經(jīng)驗,提出了探索實施跨省跨區(qū)專項工程兩部制輸電價格形式和建立更為靈活的跨省跨區(qū)專項工程輸電價格機(jī)制等建議。