新能源跨省区交易还有哪些“堵点”？

除辅助服务产生的“隐形成本”外，输电价格机制也是影响新能源跨省跨区交易的重要因素，跨区输电价格机制是否灵活、输电通道使用权市场化分配机制是否健全、输电价格传导机制是否合理？

915亿千瓦时——这是北京电力交易中心《2020年电力市场年报》中披露的2020年国网经营区内新能源省间交易电量。对比2018年、2019年722亿、883亿千瓦时的数据，我国新能源省间交易电量正在逐年攀升。

在交易电量不断增长的3年时间里，有行业权威人士向记者透露，新能源交易价格也处于“相对稳定”区间，2021年，国网公司范围跨区跨省的新能源交易价格约为278元/兆瓦时。

在“相对稳定”的格局下，新能源跨省交易是否还有挖潜空间？面对能源资源和负荷中心逆向分布的矛盾，通过特高压进行跨省跨区交易的模式还有哪些环节需要理顺？

省间交易新能源真的划算吗？

近期发布的“十四五”规划纲要，明确了我国未来5—15年电力系统转型发展的路径，即坚持集中式和分布式“两条路”并举。集中式跨省跨区交易新能源能否扛起减碳“大旗”？

上述权威人士指出，与当地用电侧新能源项目相比，跨省跨区新能源大多从能源基地送出，落地电价一般低于本地新能源上网价格，被认为“价格优势相对比较明显”。

“这个价格看怎么算了。”在中嘉能集团首席交易官张骥看来，数字上显现出的“便宜”并不能反映新能源交易过程中的真实成本。“跨省交易新能源时，送端省份不承担调频和容量备用义务，需本地电源承担，这些投入算不算在成本内呢？”

中国大连高级经理学院特聘教授叶春表示，目前跨省区交易辅助服务补偿费用机制缺失，部分省份的省外输入电力严重挤压本地发电空间，造成本地大量机组停备，产生高额的辅助服务补偿费用，此部分费用都由本地电厂承担。“辅助服务的主要作用仍以省内调峰、调频为主，由发电企业独自承担辅助服务责任，偏离了辅助服务‘谁受益、谁承担’的本质。”

一位不愿具名的业内人士指出：“就价格而言，目前省间交易新能源的价格是落实国家指令性计划和地方政府间的框架协议。如果放开跨省跨区输电资源，按照市场供需形成价格，新能源省间交易的落地价就要另当别论了。”

输电价格体制需进一步理顺

除辅助服务产生的“隐形成本”外，输电价格机制也是影响跨省跨区交易新能源的重要因素。中电联2019年底发布的《跨省区电力市场交易相关问题及政策建议》（以下简称《建议》）显示，跨区输电价格机制不灵活，不利于跨区电力市场交易规模的扩大；跨省区输电通道使用权市场化分配机制尚未建立；绕道输送电力的输电价格机制有待完善。

长沙理工大学教授叶泽指出，跨区跨省输电价格传导机制有待健全。目前的输配电价强调政策性、合法性和行业性，基于效率的电网建设机制还没有建立起来。

叶春指出，在当前大部分地区电力供需偏宽松的形势下，发电环节本身就处于弱势，输配电环节的电价不变，在电力直接交易不断推进的情况下，受端电价下降的空间全部由发电端承担，造成送端省份交易意愿不强。

“部分区域电网在跨省通道中收费，导致输电价格偏高，由购电端落地电价倒推至送电端后，多省上网电价已低于火电燃料成本水平，过高的流通成本限制了电力外送，严重压低了发电企业的利润空间，形成了‘供省外价低、供省内价高’的不正常价格信号。”叶春进一步指出。

此外，《建议》指出，目前跨省区电力市场交易的实践中，售电公司和电力用户参与的情况比较少见，多数市场化交易的组织过程中并不支持售电公司、用户参与。“跨省区电力市场大部分采取‘网对网’的挂牌交易方式，交易电量、电价均提前确定，作为市场主体的发用两侧无法直接参与市场竞争。”

提高消纳效率是第一要务

上述不愿具名的业内人士指出，在跨区输电的过程中，电力系统的输电功率要始终保持恒定，但新能源的波动性、间歇性等特征恰恰违背了这一基础要求，所以盲目追求远距离跨区消纳新能源，实质上造成了南辕北辙的效果，带来了输电通道和配套电源的容量浪费。

重庆市配售电行业协会秘书长陈曦建议，建立与新能源消纳适宜的区域电网，进一步推动区域市场建设，以《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》规定的价格作为基准，完善通道使用（输电权）的市场机制，推动电网调度机构独立。

叶春指出，优化调整现行跨区跨省区电力中长期交易规则，将碳市场、可再生能源电力消纳保障机制等政策机制融入规则，在全力保障清洁能源足额消纳的同时，通过经济价值补偿体现清洁能源的绿色环保价值。“同时，理顺各级电网调度机构与交易机构间的权责划分和运作关系，保证市场机制设计与电网调度方式相适应，确保电网的安全稳定运行。”

《建议》指出，尽快完善可再生能源市场化交易机制。研究落实可再生能源发电绿证颁发与市场化交易办法，建立健全绿证交易体系，推动可再生能源发电电能量交易与绿证交易分离的市场交易机制，并规范跨省区送电参与受电地区辅助服务市场机制。