跨区跨省电能交易及价格政策探讨

我国电力体制改革，从2002年的5号文件到2015年的9号文件，按照放开两头管住中间，极大地推动了电力体制改革，活跃了市场电能交易。2018年8月25日，国家发改委核定调整了灵宝直流等21个跨省跨区专项工程输电价格(发改价格〔2018〕1227号)，推动打破省间壁垒、建立区域电力市场，为跨省跨区电能交易做好准备。

一、跨省跨区电能交易主要类别

电能交易是电力市场建设的主要内容之一，其中输配电价格是影响电能交易活跃的主要因素之一。在售电侧改革大潮下，很多售电企业专注于省内的电能交易，包括省级电网内的电能直接交易(包括场外长协、场内撮合竞价等形式)，以及省级电网企业与本省增量配电网内用户的电能交易等。现在，越来越多的售电企业开始关注跨省跨区的电能交易。

总体上而言，跨省跨区电能交易包括以下几种类别：

省网之间网间交易。目前这部分交易在电网之间进行，其他市场主体无法参与;

发电企业跨省跨区对其他省级电网售电;

发电企业跨省跨区对其他省级电网内的大用户企业售电;

发电企业跨省跨区对其他省级电网内增量内网中的大用户企业售电;

发电企业跨省跨区对其他省级电网内的发电企业进行发电权交易。

二、跨省跨区电能交易政策简要回顾

早在2005年，国家发展和改革委员会、国家电力监管委员会就印发《关于促进跨地区电能交易的指导意见》(发改能源〔2005〕292号)，以期充分发挥现有电力设施潜力，优化电力资源配置，促进跨地区(跨区跨省)电能交易，调剂余缺，提高电力工业整体效率，保障电力供应，破除省间壁垒，发展区域电力市场，实现电能资源的优化配置。文件第三条对交易主体进行了明确：送电方为可跨地区送电的发电厂和组织本地区多家可跨地区送电的发电厂集中外送的电网企业。输电方为国家电网公司(含所属各区域电网公司)和南方电网公司。受电方为区域电网公司或具备法人资格的省级电网企业。

在明确交易主体的同时，文件第五条对交易价格进行了如下规定：

跨地区电能交易的受电价格由送电价格、输电价格和输电损耗构成。

由国家明确送电价格、受电价格的，应遵照执行;其他交易的送电、受电价格，由送受双方参考送端电网平均上网电价和受端电网平均购电电价、销售电价协商确定。凡已纳入电力市场交易范围的，应通过市场竞价，形成送、受电价格。

通过合同或协议约定，可对送受电实行峰谷电价和丰枯电价，价格水平可在不超过送、受双方约定价格上下70%的幅度内，按送、受电方联动的原则浮动。

临时交易的送电价格应按照上述原则，按事先签订的调度授权协议确定。

跨地区输电价格，由电网企业按照有关规定报国家有关部门核批后向交易主体公布。尚未明确输电价格的，有关电网企业应抓紧上报，在国家批复前，可暂由输电方与送、受电方按照有利于跨地区电能交易的原则，协商确定输电价格，并报国家有关部门备案。

由送端电网企业组织电能外送的，送端电网的输电费用按上述原则确定，并可计入输电价格。

所有输电价格一经确定，应保持相对稳定，并且相关电网企业应及时向各交易主体公开，以促进跨地区电能交易。

输电损耗为输电损耗率与送电价格之乘积。输电损耗率应经过国家电监会核准并公布。未经核准的，可以前三年同期同电压等级线路的平均输电损耗为基础，暂由送、输、受三方协商确定，并向各交易主体公布。超出或低于核定标准的输电损益由电网企业承受。

在上述文件基础上，为指导落实跨省跨区电能交易，国家发展改革委、国家电监会、国家能源局2009年印发《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》(发改价格〔2009〕2474号)，进一步规范电能交易价格行为，维护正常的市场交易秩序，促进电力资源优化配置。文件除了容量交易外，进一步明确了关于跨省跨区域电能交易价格：

跨省、跨区域电能交易的受电价格由送电价格、输电价格(费用)和输电损耗构成。

跨省、跨区域电能交易国家已规定价格的，要严格按照国家规定的价格执行。国家尚未规定价格的，在送电、受电地区省级价格主管部门、电力监管机构和电力管理部门的指导下，由送受双方参考送端电网平均上网电价和受端电网平均购电电价协商确定厂网间结算电价。其中，送电省(区、市)电网企业的输电价格(含损耗)原则上不得超过每千瓦时3分钱。

跨省、跨区域电能临时交易的送电价格按照上述原则确定。紧急情况及事故支援交易，事先交易各方有约定的，按照约定价格进行结算;事先没有约定的，原则上按照购电方所在电网燃煤机组标杆上网电价上浮20%确定。紧急情况及事故交易免交输电费。

除国家规定的跨省、跨区域电能交易外，电网企业之间不得以降低发电企业上网电价为目的，在同一时点相互进行没有电能物理流量的虚假交易和接力送电。

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。

2015年，国家发展改革委《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)出台，鼓励通过招标等竞争方式确定新建跨省跨区送电项目业主和电价，鼓励送受电双方建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，并以中长期合同形式予以明确;对国家已核定的跨省跨区电能交易送电价格，送受电双方可重新协商并按照协商确定的价格执行,协商结果报送国家发展改革委和国家能源局。

2017年12月，国家发展改革委印发《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)》以及《关于制定地方电网和增量配网配电价格的指导意见》(发改价格规〔2017〕2269号)，对区域电网、跨省跨区专项工程的输电价格按照准许成本加准许收益定价模式进行了明确。

可以看到，上述文件虽然立足于打破省间壁垒推动跨省跨区电能交易，仍然还是针对第二种跨省跨区电能交易制定。随着新一轮售电侧开展，交易品种的活跃，发改价格〔2018〕1227号以及《关于调整宁东直流等专项工程》(发改价格〔2018〕225号)、《关于核定酒泉至湖南、宁东至绍兴±800千伏特高压直流工程输电价格的通知》(发改价格〔2018〕684号)等文件的陆续出台，不仅使得第二种跨省跨区电能交易范围更加拓宽，还进一步为促进其他类型的跨省跨区电能交易的实现做好了准备。

三、各类别跨省跨区电能交易的价格构成

发电企业跨省跨区对其他省级电网售电

受端电网的落地电价=发电企业交易电价+送电省输电价格(含线损)+跨省跨区专项工程落地价格(含线损)+受电省政府基金及附加

发电企业跨省跨区对其他省级电网内的大用户企业售电

受端企业的购电价=发电企业交易电价+送电省输电价格(含线损)+跨省跨区专项工程输电价格(含线损)+受电省输配电价格(含线损)+受电省政府基金及附加

发电企业跨省跨区对其他省级电网内增量配电网中的大用户企业售电

受端企业的购电价=发电企业交易电价+送电省输电价格(含线损)+跨省跨区专项工程输电价格(含线损)+受电省输配电价格(含线损)+受电省增量配网配电价格+受电省政府基金及附加

发电企业跨省跨区对其他省级电网内的发电企业进行发电权交易

受端发电企业的受端电价=发电企业交易电价+送电省输电价格(含线损)+跨省跨区专项工程输电价格(含线损)+受电省政府基金及附加

四、跨省跨区专项工程输电价格的超核定边界的分摊

区别于增量配网的配电价格四种定价模式，省级电网输配电价格以及跨省跨区专项工程输电价格，按照发改价格规〔2017〕2269号，均采用准许成本+准许收益方式确定。其中，计算的基础涉及到输电量。输电量按设计利用小时确定;资本金收益率，实际利用小时达到设计值75%的，参照《省级电网输配电价定价办法(试行)》核价参数确定，实际利用小时达不到设计值75%的，资本金收益率可适当降低。

在发改价格〔2018〕1227号文中明确，对跨省跨区专项输电工程超过设计利用小时数的超收收入，按照2:1:2比例由送端、电网、和受端进行分享;同时明确，实际运行中输电线损率超过定价线损率的风险由电网承担，低于定价线损率的由电网和电力用户各分项50%。实际年利用小时数和实际年线损率相对于交易时点和交易结束后的结算，有一个时间上的后置，因此在实践操作中，还需要若干细则来进行更进一步明确，同时配套进行相关的监管措施。

(感谢先见能源尹明对本文的贡献!)