姚昕 孙永平 -“双碳”目标下的跨区域输电：突出问题及完善对策

电力行业是支撑其他行业发展的基础性行业。今年8月，极端高温干旱天气导致四川省发电能力断崖式下降，川渝多地电力供应告急，工厂停工，地铁限电，写字楼停止供冷，引发广泛关注。在此背景下，跨区域输电的重要性凸显。厦门大学经济学院中国能源经济研究中心姚昕教授、华中科技大学国家治理研究院副院长孙永平教授在《国家治理》周刊撰文指出，当前我国跨区域输电存在缺乏与国内统一大市场相适应的全国整体电网规划、跨区输电交易价格机制不完善、储电和长距离输电技术有待提升、送电省外售绿电意愿下降等问题，应通过有针对性的举措，实现送电省满意、通道利用率合理和受电省称心的目标。

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电力行业是支撑其他行业发展的基础性行业，也是我国最大的碳排放来源行业，其中发电环节约占我国碳排放总量的40%，是实现“双碳”目标的改革重点。2021年3月，中央财经委第九次会议上首次提出了“构建以新能源为主体的新型电力系统”。未来电能在终端能源使用的总量和比例都将持续增加，但是，我国可再生能源与负荷分布不平衡，西部地区风、光、水等资源禀赋较好，负荷中心主要位于东部地区，各省市之间的资源禀赋特征与电力结构差异难以实现区域内电力供需平衡。因此，跨省跨区的电力协调互济是必由之路，高效推进跨区域输电工程成为提高电能配置效率与加强电力充足供应保障的重要抓手。

我国跨区域输电面临的新形势

“源荷分离”的现实约束，决定了我国跨区域输电工程建设的重要性。在“双碳”目标提出后，跨区域输电工程核准、建设节奏明显加快。截至2020年底，我国已建成特高压直流跨区域输电通道16项，输电容量1.25亿千瓦 ，特高压交流跨区域输电通道也已经建成13项。同时，区域间的电力供应互助也取得良好成绩，例如甘川互援已经达到20亿千瓦时的合作规模，宁电入湘也迈入实质性阶段，表明我国跨区域输电工程已经初具规模。

2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，意见指出要遵循电力市场运行规律和市场经济规律，优化电力市场总体设计，实现电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。2022年4月，《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》发布，要求在有效保障能源安全供应的前提下，结合实现碳达峰碳中和目标任务，有序推进全国能源市场建设。考虑到2021年下半年的限电拉闸等现实情况，跨省跨区域电力输送也需要在能源安全保供、清洁能源消纳的大前提下实现送电省满意、通道利用率合理和受电省称心的目标。

除了上述现实因素，我们还应着重考虑未来对跨区域输电产生重要影响的因素——绿电。在绿电交易方面，2021年9月，国家发展改革委、国家能源局正式函复《绿色电力交易试点工作方案》，同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点，自此我国正式启动绿色电力交易。由于2021年12月中央经济工作会议提出，“增加新能源消纳能力”，“新增可再生能源不纳入能源消费总量控制”，绿电逐渐成为战略稀缺资源，也成为资本追逐的对象和地方招商引资的重要抓手。很多地方也从以前求电网消纳绿电转变为利用绿电优势发展自身产业。这一变化将对跨区域输电产生重要影响。

当前我国跨区域输电存在的突出问题

考虑到当前和未来的“双碳”目标要求，各种国内外不确定性因素影响，当前我国跨区域输电还存在以下突出问题。

输电网络缺乏与国内统一大市场相适应的全国整体规划

传统的电网模式已不再适用，构建“源网荷储协同互动”的新型电力系统是大势所趋。由于源荷分离，源网荷储需要跨区域联动，这提高了对输电网络的要求，需要从顶层设计上改变过去基于“网对网”定向交易的线路规划，进行全国整体规划。一方面，跨区域输电网目前主要作用于省间交互及网对网输送。但是，随着各省市产业结构的升级带动当地用电结构的逐步变动，在规划中应该注意负荷的迁徙和变化。网对网输电通道架设难以适应未来区域发展带来的用电需求变化。从中长期发展视角而言，目前铺设输电通道的运营效率或许会有所降低；另一方面，随着可再生能源发电的不断推进，各类可再生能源电力将不断进入配电网，使各类电力占比处于动态变化中。这将导致配电网更加复杂多元，进而倒逼输电网络提高运行效率。

跨区域输电交易价格机制交易机制不完善，辅助服务补偿费用机制缺失

输电交易价格机制不完善。一方面，随着跨区域输电工程的不断推进，跨区域电力在电力市场中所占份额将不断增加，加上在“双碳”目标约束下，跨区域电力中的可再生能源电力占比将不断提高，而可再生能源电力的相关建设成本及运营成本相对较高，发电成本的下降程度难以对冲前期成本的提升。倘若减掉由于电力跨省跨区输电产生的中间费用，送电端成本水平已经高于上网电价水平，这意味着电力企业利润空间再遭压缩，电力价格存在着一定程度的扭曲，这极大地制约了发电企业跨省跨区输电的积极性。另一方面，输电交易价格目前多实行单一电量电价形式，采用经营期定价法，这会大幅削弱电价弹性。

发用两侧可交易电量规模不匹配。例如，浙江省电力市场规则发展早期考虑到了外来电如何参与市场的问题，但受限于电力市场实际运转过程中的许多现实问题，浙江省仍保持着电网公司主导外来电购买的模式，这意味着电网企业在掌握保障性用电的渠道，外来电销路畅通。倘若放开为“点对点”模式，工商业用户涌入交易市场，而电网企业的外购电量没有变化，这会导致外来电没有销售市场、而工商业用户没有购买渠道的局面。

现阶段，我国跨省区电力交易市场还未建立起完善的辅助服务补偿费用机制，相关问题不断凸显。一是辅助服务承担主体与受益主体不一致、辅助服务补偿费用分担不均。辅助服务仍以省内调峰、调频为主，由发电企业承担主要服务责任。此外，由省外电力的输入挤压当地发电空间，导致机组停运而产生的高额补偿费用也都由当地电厂承担，分担不均。二是绿电市场和辅助服务市场尚未耦合。新型电力系统下，新能源电源大量接入，对电力供应的稳定性提出挑战，但当前的备用服务仍无法保障新能源电力功率不足时电力市场的稳定供应。

可再生能源发电的相关储电技术和长距离输电技术有待提升

以光伏、风电、水电为代表的可再生能源，极易受到天气等自然因素变动影响，难以维持稳定电力输出。中国有关可再生能源发电的相关储电技术仍有较大提升空间，可再生能源发电储电成本过高也是制约可再生能源发电平替火电的重要因素。同时，可再生能源电力的长距离输电技术有待提升。国内输送电网以特高压通道为主，但可再生能源发电具有一定程度的随机性，难以实现即产即送的高效输电配置方式。

安全保供目标可能改变原有的送电负荷曲线，影响发电企业收益。以宁夏首条直流外送工程——银东直流为例，受电端山东省本身的分布式光伏发展较快，山东省调度负荷曲线形成了早晨、傍晚两个用电高峰。山东省白天时段的电力现货价格，受光伏出力的影响，普遍偏低，同时，银东直流的送电负荷曲线带调峰，中午减送部分电量，用电侧的售电公司缺少了原本高现货电价时段的盈利机会，提高了售电公司亏损的风险。同时送端的上网电价又低于受端电价，发电企业少了稳定的外送发电量，收益减少，投资积极性降低。

送电省外售绿电意愿下降，加大了跨省跨区输电利益协调的难度

绿电的价值由传统电能价值和环境价值两部分组成。在以往的电力交易体系中，电力作为同质化产品只体现能量价值，绿色电力交易考虑了环境价值。在绿色转型过程中，企业除了降低用电成本、增进企业经济效益的需求，也有减少环境影响、提升绿色电力消费比重、树立企业良好社会形象的需求。绿电交易通过采购绿电实现用电减排，且不纳入总量限制，是最实际的减排方式，更加符合市场的需要。“双碳”目标对产业结构低碳化发展提出了更高的要求，传统高耗能行业兼具高碳排放的特征，但绿电交易通过以清洁能源替代传统能源的方式，从源头减少了碳排放，缓解了企业低碳转型的压力。就近选择绿电资源来扩大生产成为用电资源密集型企业的最佳选择，这势必会增加送电省的本地绿电使用量，减少对外输送的输电量，加大跨省跨区输电利益协调难度。

目前，各省都需要承担“能源双控”和可再生能源电力消纳责任权重等各类约束性指标。对于送电端的政府而言，打造当地绿电标签，强调绿电价值以招商引资，既可实现可再生能源消纳的配额目标，又可加速化石能源与当地经济发展的脱钩，实现经济与环境的协调发展。因此，出于政府保护，送电省不愿意外售绿电，加大了跨区域绿电交易的难度。

促进跨区域输电高质量发展的对策建议

加强输电网顶层设计，促进配电网多元发展。特高压输电专项工程的建设往往涉及国家能源战略，需要政企多方利益相关者的协调。“双碳”目标明确以可再生能源发电为支持电力，应结合各省市发展特点，对跨区域输电通道进行中长期顶层统一规划，由单一特高压输电通道向多元输电通道转变，由单一线型网对网输送路径向环形交叉多元链接输送路径转变；此外，结合各省市用电特征，加速分布式电源及微电网发展，减缓由电力需求增长带给集中式电源的供电压力。

合理分摊电力输送成本，优化交易电价定价机制。综合不同电力输送通道的建设及运营成本，兼顾地域特征、安全保障等必要因素，依据输送规模、成交规模、合作潜力等标准，将输送成本合理分配至供需双方。制定合理可行的规则，优化输电单一制价格向两部制价格转变路径，依据用户实际需求制定电价浮动机制，进而提高价格弹性。同时，从长期角度而言，国家应大力推进全国统一电力市场建设，提高电力市场的自身调节作用，提升用电效率，并且可以考虑在统一市场中将输电成本合理分摊至用户，促进跨区域输送成本的合理分摊。

加强可再生能源相关技术研发，提升输电相关技术水平。提高可再生能源储电技术研发投入，加速可再生能源储电及相关技术落地，推动光风水储一体化发展，提高可再生能源电力稳定性。建立可再生能源高效调配机制，关注自然因素变动趋势，进行可再生能源电力产量合理预测，并对可再生能源调配进行动态优化。加强特高压、高压、低压等电力运输技术发展，并耦合长中短距实际输送情况，进行电力有效调配，促使电力系统向“源荷互动”转变。

尽可能减少区域壁垒和地方保护阻碍，实现绿色电力就近消纳和跨区域绿电交易的协同运行。建立全国统一的绿电交易机制，编制全国性的绿电交易规则，构建统一市场体系下的碳减排核算标准。尽可能减少区域壁垒和地方保护阻碍，避免部分省份为完成各类配额目标而不愿意外售绿电的情况。注重绿电输送环节的激励性机制设计，针对我国绿电生产和消费的区域特征，不断扩大并优化绿电输送渠道，科学核定绿电输送成本空间，充分调动绿电输送的积极性，实现绿色电力就近消纳和跨区域绿电交易的协同运行。

完善绿电交易市场。构建绿电交易强制市场与自愿市场并存的模式，推行跨区域绿电现货市场交易，推动绿电辅助服务市场发展。我国绿电交易当前仍以自愿交易市场为主，允许用户自愿购买绿色电力而完全不依靠政策强制要求的做法，使得绿电交易市场的活力不足。参考美国的经验，完善绿电强制交易市场的法律保障，对履约目标、责任主体、履约方式、绿电来源、履约罚金等进行明确规定，是构建强制绿电交易市场模式的基础。强制市场可要求承担配额义务的责任主体必须实现可再生能源配额目标，进一步释放绿电交易市场供需两端的潜力，推动市场快速发展。完善绿电辅助服务市场，除了让火电机组参与深度调峰为新能源增加消纳的空间，还应推动储能技术的发展，发挥其在应急电源支撑、促进新能源消纳等方面的重要作用。

来源 | 《国家治理》周刊2022年9月下

原文标题 | “双碳”目标下的跨区域输电：突出问题及完善对策

作者 | 厦门大学经济学院中国能源经济研究中心教授 姚昕；华中科技大学国家治理研究院副院长、经济学院教授 孙永平

责任编辑 | 周素丽

新媒体编辑 | 周素丽

美编 | 王嘉骐

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