优化我国跨省区输电价格机制

当前，我国跨省区输电价格更多从输电线路功能定位考虑，根据承担联网备用、输送电量等不同功能，主要采用容量加电量的两部制定价和单一电量制定价。在省区间送受电主要依赖计划或框架协议等情况下，目前的定价方式可满足要求。但在能源电力资源市场化配置范围逐步扩大、省区间市场化电力交易需求越来越高、部分区域即将建成区域一体化电力市场的情况下，当前的跨省区输电价格机制将存在适应性难题。

以南方五省区为例，尽管西电东送已形成网对网联络的现状，但西电东送交直流通道仍基本采用单一电量制定价形式。这对于目前西部地区富余清洁能源消纳较为不利，针对每度电征收的过网费无疑降低了西部清洁能源在东部受端地区的市场竞争力，造成清洁能源消纳困局难解。目前南方区域（以广东起步）现货市场试点即将试运行，区域一体化电力市场建设正在加速推进，区域市场平台将解决西部清洁能源消纳等资源整体优化配置的问题。由此，现有输电价格机制的价格壁垒效应凸显，适应电力市场化改革需要，及时调整优化跨省区输电价格机制尤为必要。

在保障跨省区输变电工程投资及合理收益得到科学疏导条件下，从尽量降低价格壁垒影响、提高市场效率角度考虑，未来跨省区输电价格改革可分以下两步推进：

一、在区域一体化电力市场暂未形成的近期，可将所有实质形成网对网联络的输电工程均改为两部制定价，其中容量电价基本覆盖初始固定投资回收，按商定原则由所有联网受益用户或受端用户分摊，而电量电价主要反映可变运营成本，可暂由跨省区交易主体双方或买方进行分摊。由于该定价模式下跨省区市场化交易电量直接对应的过网费大幅降低，将能显著改善当前西部富余清洁能源的市场化消纳问题。

二、在区域一体化电力市场基本形成的中远期，应考虑将跨省区输电工程初始固定投资及运营成本等独立核算后，直接在联网覆盖范围内按商定原则进行分摊，纳入各省区输配电服务价格进行统一征收。当然，考虑跨省区输电工程固有运营特性，应继续保留现有运营组织架构不变，改变的只是价格结算方式和回收渠道。该定价模式下跨省区电力交易的价格壁垒将不复存在，也能实现真正意义上的资源整体优化配置。

除市场效率外，跨省区电力交易带来的利益分配调整是价格机制改革中需要关注的另一个重要方面。事实上，可以通过转移支付补偿等其他基本不影响或少影响市场效率的手段，来实现跨省区电力交易的利益分配调整，而不是非得采用相当于“双输”的价格壁垒方式。比如对售电区而言，可以通过政府授权差价合约等机制，改善售电区用户利益受损情况，而购、售电区的跨地区利益补偿也可考虑通过其他转移支付手段来实现。

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