关于《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（征求意见稿）》有关情况的探讨

《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（征求意见稿）》（以下简称《办法（征求意见）》）自发布以来，引起社会各界高度关注与讨论。跨省跨区专项工程是电力资源大范围优化配置的主要载体，建立更为科学、合理、完备的定价机制，对于构建以新能源为主体的新型电力系统和实现“碳达峰、碳中和”目标意义重大。

（来源：微信公众号“电价研究前沿” 作者：跨区资产运营中心）

一、修订《办法（征求意见）》的重要意义

2017年《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》（发改价格规[2017]2269号）（以下简称《原办法》）发布，正式开启了跨省跨区输配电价改革的序幕，奠定了以经营期法核定专项工程价格的基础，确保了跨区、区域、省级电网价格机制的有序衔接。经过三年多的实践与探索，政府监管部门与电网企业积累了众多宝贵的经验，适逢第三监管周期即将开启，国家发改委发布《办法（征求意见）》，既可以为顺利开启第三监管周期成本监审及定价工作奠定了坚实基础；又可以进一步完善输配电价体系、夯实输配电价改革成果；还将有力推动跨区电网建设，更好服务全国统一电力市场，助力“碳达峰、碳中和”工作，《办法（征求意见）》修订工作具有重要的现实意义和战略价值。

二、《办法（征求意见）》修订的主要内容分析

总体来看，《办法（征求意见）》定价机制科学性显著提升，很好地汲取了近几年的实践经验，对于《原办法》中较为模糊的地方进行了明确，更有利于企业执行和政府监管；另一方面《办法（征求意见）》对跨区专项工程输电价格的定价参数有进一步收紧的趋势。具体分析如下：

（一）跨区电网输电价格机制方面

1.价格形式

《原办法》按照工程的功能定位确定价格机制，以联网功能为主的专项工程按单一容量电价核定，由联网双方共同承担；以输电功能为主的专项工程按单一电量电价核定。《办法（征求意见）》则提出跨省跨区专项工程输电价格实行单一电量电价制，不再保留联网功能对应的单一容量电价。

分析：“碳达峰、碳中和”目标下要求构建以新能源为主体的新型电力系统，跨区专项工程承载了促进清洁能源消纳，实现大范围电力资源优化配置的重要使命。近年来输送新能源比例逐渐提高，考虑到新能源发电出力的波动性和不确定性，对系统输电冗余备付容量要求较高，跨区专项工程提供季节性余缺互济和安全备用的作用显著提升，例如酒湖直流解决了湖南省冬夏两季高峰用电紧缺问题，但湖南水电丰水期，专项工程需要减少送电，减少湖南水电弃水，全年综合利用率偏低。按照单一制电量电价，这部分工程将难以弥补工程日常运营成本。此外，随着电力市场化改革的纵深推进，交易种类、频次和不确定性显著提升，部分专项工程送受两端价格空间不足、交易难以达成的矛盾逐渐凸显，单一制电量电价不利于促进市场化交易的达成。

2.电量计量

《原办法》未明确核价电量的计量点，《办法（征求意见）》则明确了核价电量取落地电量，即“输电价格（不含增值税）=年均收入/（设计输电量×（1-定价线损率））”。

分析：目前跨区专项工程主要通过购售模式结算，上网侧按照上网电量收取购电费，落地侧在上网电价叠加输电价格后、线损折价后，按照落地电量收取，一方面保证了输电价格机制的刚性执行，另一方面也保持了送受两端的电量平衡。但是，《原办法》按照上网电量核定输电价格，导致实际执行过程电网企业按照落地电量收取电费会漏掉一部分准许收入，无论是调节电量计量点还是采用事后清算的方式，都会产生诸如电量不平衡、输电价格执行不到位等问题。《办法（征求意见）》明确核价计量点在落地侧，很好地实现了核价模式与实际结算模式的统一，极大地促进了定价办法的刚性执行。

3.清算机制

《原办法》未明确清算方式，在实际执行过程中按照《关于核定部分跨省跨区专项工程输电价格有关问题的通知》（发改价格[2018]1227号）文件要求，对于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的比例分别由送端、电网和受端分享。《办法（征求意见）》中规定“实际利用小时超出核价利用小时产生的收益，由我委专项用于支持新能源跨省跨区外送”。

分析：《原办法》的分享方式在一定程度上促进了送、输、受三方的积极性，有助于输电通道利用率的提升。《办法（征求意见）》充分考虑了“碳达峰、碳中和”目标下，构建以新能源为主体的新型电力系统将难以避免地推高输配电成本，将宝贵的超收收入空间用于支持促进新能源外送，更为充分地发挥了这部分资金的价值。在实际执行过程中，受我国资源禀赋和配套电源建设时序影响，现有“一线一价”模式下，专项工程的效益呈现“苦乐不均”态势。若采用“逐线清算”的方法，仅对实际利用小时数超出核价利用小时数的收益予以清算、反之不予弥补，将导致专项工程整体的准许收入难以回收，极大地削弱了跨区电网的发展能力，从长远来看，不利于我国能源战略的充分实现。考虑各专项工程实际运行情况，建议对所有专项工程进行整体清算，实行准许总收入整体监管。

（二）输电工程定价参数方面

1.权益收益率

《原办法》参照《省级电网输配电价定价办法（试行）》核价参数确定，其中，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。《办法（征求意见）》明确参照最近一期核定的省级和区域电网权益资本收益率平均值确定，最高不超过5%，不仅明确了参考对象，而且规定了上限。

分析：权益收益率是经营期法的重要参数，其取值应充分考虑未来发展规划、社会投资预期、同行业公允水平等多重因素。一是“碳达峰、碳中和”目标下构建新型电力系统，跨省跨区电网未来将保持快速发展态势。以国家电网公司为例，预计“十四五”期间将新增跨省跨区输电工程投资近2000亿元，目前运营的28条专项工程资产规模超过3000亿元，年均输电收入仅能维持盈亏平衡，难以筹集新增投资来源。历史上，由于专项工程投资金额巨大，主要采用“集资建网”的投资方式，以专项工程沿途相关省级电网为主体来投资建设；但近年来受政策性降价等因素影响，省级电网面临整体亏损困境，投资能力严重弱化，“集资建网”难以为继。二是内部收益率应适当参考社会资本的普遍收益率。为落实国资国企改革要求，提升专项工程投资能力，电网企业积极与战略投资者沟通对接，开展混改、REITS等方面探索，但社会资本普遍认为专项工程投入大、回收周期长，收益率不应低于8%。较低的收益率极大地削弱了特高压等优质电网资产在社会资本中的吸引力，影响了国家电网公司在落实混改要求，引入战略投资者方面探索的步伐。三是国家自然垄断行业定价收益率应保持衔接。电网公司、管网公司均为国家自然垄断行业大型国企，运营模式、定价机制等方面存在着较大相似性，在保障民生、促进经济发展等方面发挥了巨大作用，其定价收益率应保持基本一致。

从短期来看，较高的权益收益率会在一定程度上推高输电价格，但是从我国能源战略和电力行业长远发展来看，恰当的收益率有利于提升跨区专项工程的健康可持续发展能力，从根本上提升我国大范围资源调配的能力，为“碳达峰、碳中和”目标的实现，奠定坚实的物质基础，其长远社会效益远高于短期推高电价付出的成本。

2.运维费率

在运维费构成上，新旧办法均是由材料费、修理费、人工费（职工薪酬）、其他费用组成。费率水平上，《原办法》规定，运维费率按不高于《省级电网输配电价定价办法（试行）》（发改价格〔2016〕2711号）新增资产运维费率标准的80%确定，折算运维费率为4%，实际核定存量专项工程价格时，运维费率取2.5%。《办法（征求意见）》提出运行维护费率按照成本监审核定的跨省跨区专项工程运行维护费除以固定资产原值的比例确定，最高不超过2%。《办法（征求意见）》对于工程运行维护费的规定更加严格。

分析：运维费是保障电网安全的基本需求，合理的运维费率对于保障电网安全稳定运行至关重要。综合来看，专项工程运维呈现以下特点：一是专项工程的物理属性和运行环境导致运维标准较高。与区域电网、省级电网相比，跨省跨区专项工程以特高压直流为主，具有杆塔档距大挂点高、导线截面大分裂多、金具尺寸大载荷重等物理特性，运行工况复杂，防覆冰、防污闪、防风偏、防震动等各项运维工作要求更高，检修工器具及带电作业要求也更加严格。现阶段，我国骨干网架尚处于快速升级阶段，“强直弱交”风险突出，特高压套管、分接开关等关键技术尚未100%攻克，直流专项工程安全运行始终面临巨大挑战，运维费率长期偏紧将会给电网安全稳定运行带来潜在风险。二是专项工程运维费用随工程投运年限逐步增长。据统计测算，投产5年、5-10年、10-15年、以及15年以上四类专项的平均运维费率分别为2.28%、3.33%、3.42%、4.48%，呈持续增长的态势。为保障电网健康持续发展，可以考虑在成本监审予以据实核定。

3.经营期年限

《原办法》30年，《办法（征求意见）》35年，折旧年限均与经营期限相同，摊薄了专项工程的折旧成本。

分析：经营期年限应与设备质量及使用年限相吻合，同时考虑技术发展因素，兼顾物理寿命和经济寿命的平衡。一是专项工程运行工况复杂导致实际使用寿命缩短。专项工程分布地域范围广，途经省市较多，运行环境复杂多变，多为高海拔、重覆冰地带，受高温、高原、高湿和大气腐蚀等自然环境及雪、雹、冰、风等自然灾害影响较大，导致电网资产实际使用寿命进一步缩短。参照典型网省公司情况，主要设备实际平均使用年限为15-20年。二是我国现有电力设备质量难以支撑35年定价年限。以1989年投运的中国第一条500kV超高压直流输电工程“葛南直流”为例，该工程运营超过30年，自1989年建成投运以来，进行了2次大型技改，其中，2008年因线路老化等问题，技改投入与初始投资金额基本相当，相关设备的实际使用年限普遍不超过25年，无法达到成熟电网工程使用期限。建议参考存量专项工程运行状况，将经营期设置为25年。