近日，国家发改委公开征求《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》意见，提出跨省跨区专项工程输电价格实行“单一电量电价制”。执行单一电量电价，有利于横向对比各工程的实际运行情况，便于对专项工程运行效率实施监管，但也存在部分不可忽视的问题。本文将借鉴国际经验，从政策合理性和两部制适应性等方面开展分析。
一、国际跨国（区）工程输电价格机制对比
（一）单一容量制国家（地区）
英国。输电价格采取单一制容量电价[1]，通过峰荷责任法、按照电力用户在系统负荷高峰时段的最高用电负荷比例分摊输（配）电成本，容量一次性计算后按月收缴。输配电价中提供了位置和时间信号：通过“点费率”法，计算不同区域的输配电价，从而为用户提供明确的位置信号；同时，配电价格采取分时定价法，早晚价格不同、工作日与周末价格不同，为用户提供明确的时间信号，从而有效引导电力用户的用电行为。其输电费用和超高压配电费用由发电厂和电力用户双方承担。
美国PJM和ERCOT市场[2]。美国东部的PJM电力市场采用费率形式分摊输电成本，并将电能交易分为直购电传输服务和电力池传输服务两大类[3]。其中，直购电传输服务中的非固定直购电传输服务，按照约定的传输容量计算费率，根据用户所在地区的不同，传输服务费率不同；而多电源、多负荷的电力池传输服务与德州ERCOT市场一样，根据用户的高峰负荷份额计算输电成本费率，以此反映不同区域在用电高峰时期对电力网络的需求程度和输电阻塞情况。
（二）两部制国家（地区）
欧洲。欧洲各国的输电价格普遍实行两部制，容量电费基于峰荷责任法分摊输电成本，以保证电网企业获得准许收入；电量电费只用于回收网损成本。即用户支付的输电费多少取决于用户在系统负荷高峰时段的用电负荷（或最大需量）和容量电价，与其在系统非高峰时段的用电负荷无关。因此，用户会尽可能减少在系统负荷高峰时段的用电负荷，自愿削峰填谷；电网企业也能够在保障电力系统运行安全的同时，提高输配电资产利用效率，延缓电网投资，最终促进资源的优化配置。
澳洲。澳大利亚国家电力市场涵盖了澳大利亚首都地区、新南威尔士、维多利亚等六个区域。监管机构采用最优重置成本法核定电网最大允许收入，进而增强电网公司投资的谨慎性。电网使用服务成本通过发电机组和用户支付的电网使用费回收。其中，发电机组负担的电网使用费采取协议方式；用户侧与位置相关部分的费用按使用程度分配，与位置无关的部分，基于合约最大容量等方式，分摊给各负荷节点。
（二）三部制国家（地区）
加拿大。加拿大阿尔伯特省的跨省跨区输电价格结构采用了三部制，其电价由输送电量的网络使用费、增量线损费和固定的输电费三部分组成。
俄罗斯。俄罗斯与芬兰的跨国联网工程输电价格由政府统一核定，包括了预定费用、容量费用和电网服务费用三部分。
综上，大多数发达国家应用了两部制定价方法，甚至还有一些国家（地区）采用了三部制的定价方法，成本回收手段更加细致[3]，确保输电公司基础收益的同时平抑输电收入的大幅度波动。结合发达国家经验，两部制甚至多部制价格结构，也很可能是未来输配电价格改革的趋势之一。
二、单一电量制问题分析
（一）单一电量电价制无法体现互联互济、安全保障价值。以我国跨省跨区专项工程为例，征求意见明确“跨省跨区专项工程输电价格是指电网企业通过跨省跨区专项工程提供跨省跨区电能输送、电网互联互济、电网安全保障等服务的价格”。但单一电量电价制仅能有效反应电能输送效率和工程的经济价值，难以客观反映电网互联互济与安全保障功能。相比之下，两部制电价能够更加客观、完整地体现三种服务价值，相比于单一电量电价制更有利于细分成本来源、发挥价格信号、实现资源的最优配置。
（二）单一电量电价制对电量极其敏感，可能造成收入大幅波动、不利于高效监管。采用单一电量电价制定价时，输电公司的实际收入完全取决于实际输电量，实际输电量过高或过低都将导致核定准许收入与实际收入的巨大偏差。以我国跨省跨区专项工程为例，征求意见稿仅提出“实际成本或收入与核价时存在严重偏差的，对输电价格进行调整”，未明确“严重偏差”的具体程度。单一电量电价制下大幅的收入波动，不仅增加了本监管周期的清算困难，还影响了下一监管周期的电量预测准确性，不利于高效监管。
（三）单一电量电价制不利于降低电度电价，在没有其他激励手段时可能影响跨省跨区交易达成。单一电量电价制下，工程的成本弥补和合理收益均通过电量进行分摊，输电价格高低取决于输电量的大小，导致度电分摊的成本过高，不利于降低电度电价。而当前，大多数跨省跨区交易采用价差模式签订协议，过高的电度电价很可能导致价差空间不足，进一步限制跨省跨区交易的达成。而跨省跨区交易量的降低又会进一步导致交易电量的减少和清算时电度电价的提高，形成恶性循环，不利于我国当前市场化改革向纵深推进，更大程度发挥市场配置资源的功能。
（四）单一电量电价制不利于激励为适应新能源大规模并网的新型电力系统投资建设工作。新能源大规模并网背景下，大量跨省跨区工程建设，是为缓解清洁能源与用电负荷逆向分部的问题、将西北丰富的风光资源输送到东南的高负荷地区。清洁能源波动性较大，为平抑电量波动，跨省跨区工程的隐形建设成本加大。单一电量电价制使得工程仅能通过电能输送获得收益，工程若达产成效不理想，可能造成收入大幅波动，无法鼓励针对新能源大规模并网的跨省跨区工程投资，不利于“碳达峰、碳中和”目标的整体实现。
三、两部制适应性分析
对输电价格结构的选择，应从输电网络的功能定位和电能交易的实际情况出发，体现价格对资源的调控作用。科学的两部制电价机制，能够优化电力资源配置，促进电力工业低碳转型和高质量发展。结合国际经验和我国实际，我们发现：
从结构合理性来看，单一制电量电价可以避免电网企业过度投资[4]，单一制容量电价可以避免电网企业输电投资不足，但两部制输电电价兼有电量电价和容量电价的优点，可以更加科学、合理地反映输电成本中固定成本占比较大的成本构成。
从监管可行性来看，两部制电价有利于确保输电企业的实际收入接近准许收入，防止价格大幅波动导致的投资能力不足，确保投资的合理有序；也可有效抑制输电公司获得过高的超额收益，确保收入稳定在合理、有序、可控的区间。
从交易激励性来看，两部制电价有利于降低电度电价，促进交易达成。送受双方通过容量电价的形式，共同承担部分投资风险，降低度电分摊的成本比例，进而降低电度电价，确保价差空间，促进跨省跨区交易达成。
从投资有效性来看，适当的容量电费比重可以有效地激励输电网的合理投资，在新能源大规模接入背景下，我国的跨省跨区联网工程须加大投资，提高大电网可靠性；为提高投资热情，成本的回收手段应更加细致灵活。
此外，两部制电价机制也存在电度电价和容量电价的相对比例问题，有待进一步深化研究。国外两部制输电价格中，电量电费比重通常占成本的20％以下[5]，甚至只收取输送损耗部分；容量电费则用于保证电网企业合理投资成本的回收。但80％以上的固定成本通过容量电费回收，不利于激励电网企业提高运行效率、加强投资谨慎性。因此应结合工程实际，探索适合不同类型工程的容量电费回收成本比例。
四、对我国输电价格的启示和建议
保留两部制价格形式，探索扩大两部制适用范围。电网除了输送电力以外，还承担了安全、备用等功能。建议在保留两部制的基础上，结合工程建设的功能定位和运行情况，分阶段、分区域、选择合适的专项工程开展试点，逐步推进，条件成熟时甚至可以采用“三部制” [6]，细化成本回收手段，准确释放价格信号。
深化容量电费回收比例研究。建议结合两部制试点工程的功能定位和实际情况，分工程制定容量电费回收成本的比例；基于试点开展实际情况，逐步调整深化，确保机制合理性、监管高效性、交易激励性和投资有效性的同时，为世界提供容量电费回收比例的中国经验。
细化价格调整机制对应内容。以我国跨省跨区专项工程为例，本次《征求意见稿》价格调整机制建议细化为“当实际利用小时超出设计利用小时40%以上时，通过调整电量电价进行校核；当实际成本与核价时存在严重偏差时，通过调整容量电价进行校核；当专项工程功能发生根本性变化时，根据工程发挥的功能价值重新选择更适合的价格结构方式”，真正发挥价格政策的约束和激励作用。
参考文献
[1]丛野,张粒子.英国输配电价格改革值得我们学习-英国电力市场考察研究[J],中国能源报, 2017.
[2]丛野,张粒子等. 粒子学市场|分时输配电价浅析[J].电力市场研究, 2020.
[3]刘润泽.跨省区电网输电定价机制分析[D],天津大学, 2017.
[4]顾洪源等.南方区域西电东送两部制输电定价机制[J].电力系统即自动化学报,2014（26）.
[5]张森林，孙延明.南方电网西电东送两部制输电定价机制探讨[J].电力与能源,2014（35）.
[6]郑厚请.从国际经验看如何完善我省跨区省电力交易价格机制[J].中国物价,2011.
