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2018年、2019年、2020年，國網經營區內新能源省間交易電量逐年上升，分別為722億、883億、915億千瓦時，且交易價格“相對穩定”。
■能源資源和負荷中心逆向分布，新能源通過特高壓進行跨省區交易，落地電價一般低于本地新能源上網價格，但本地電源要承擔調頻和容量備用義務，是否能反映新能源交易過程中的“真實成本”？
■除輔助服務產生的“隱形成本”外，輸電價格機制也是影響新能源跨省跨區交易的重要因素，跨區輸電價格機制是否靈活、輸電通道使用權市場化分配機制是否健全、輸電價格傳導機制是否合理？
915億千瓦時——這是北京電力交易中心《2020年電力市場年報》中披露的2020年國網經營區內新能源省間交易電量。對比2018年、2019年722億、883億千瓦時的數據，我國新能源省間交易電量正在逐年攀升。
在交易電量不斷增長的3年時間里，有行業權威人士向記者透露，新能源交易價格也處于“相對穩定”區間，2021年，國網公司范圍跨區跨省的新能源交易價格約為278元/兆瓦時。
在“相對穩定”的格局下，新能源跨省交易是否還有挖潛空間？面對能源資源和負荷中心逆向分布的矛盾，通過特高壓進行跨省跨區交易的模式還有哪些環節需要理順？
省間交易新能源真的劃算嗎？
近期發布的“十四五”規劃綱要，明確了我國未來5—15年電力系統轉型發展的路徑，即堅持集中式和分布式“兩條路”并舉。集中式跨省跨區交易新能源能否扛起減碳“大旗”？
上述權威人士指出，與當地用電側新能源項目相比，跨省跨區新能源大多從能源基地送出，落地電價一般低于本地新能源上網價格，被認為“價格優勢相對比較明顯”。
“這個價格看怎么算了。”在中嘉能集團首席交易官張驥看來，數字上顯現出的“便宜”并不能反映新能源交易過程中的真實成本。“跨省交易新能源時，送端省份不承擔調頻和容量備用義務，需本地電源承擔，這些投入算不算在成本內呢？”
中國大連高級經理學院特聘教授葉春表示，目前跨省區交易輔助服務補償費用機制缺失，部分省份的省外輸入電力嚴重擠壓本地發電空間，造成本地大量機組停備，產生高額的輔助服務補償費用，此部分費用都由本地電廠承擔。“輔助服務的主要作用仍以省內調峰、調頻為主，由發電企業獨自承擔輔助服務責任，偏離了輔助服務‘誰受益、誰承擔’的本質。”
一位不愿具名的業內人士指出：“就價格而言，目前省間交易新能源的價格是落實國家指令性計劃和地方政府間的框架協議。如果放開跨省跨區輸電資源，按照市場供需形成價格，新能源省間交易的落地價就要另當別論了。”
輸電價格體制需進一步理順
除輔助服務產生的“隱形成本”外，輸電價格機制也是影響跨省跨區交易新能源的重要因素。中電聯2019年底發布的《跨省區電力市場交易相關問題及政策建議》（以下簡稱《建議》）顯示，跨區輸電價格機制不靈活，不利于跨區電力市場交易規模的擴大；跨省區輸電通道使用權市場化分配機制尚未建立；繞道輸送電力的輸電價格機制有待完善。
長沙理工大學教授葉澤指出，跨區跨省輸電價格傳導機制有待健全。目前的輸配電價強調政策性、合法性和行業性，基于效率的電網建設機制還沒有建立起來。
葉春指出，在當前大部分地區電力供需偏寬松的形勢下，發電環節本身就處于弱勢，輸配電環節的電價不變，在電力直接交易不斷推進的情況下，受端電價下降的空間全部由發電端承擔，造成送端省份交易意愿不強。
“部分區域電網在跨省通道中收費，導致輸電價格偏高，由購電端落地電價倒推至送電端后，多省上網電價已低于火電燃料成本水平，過高的流通成本限制了電力外送，嚴重壓低了發電企業的利潤空間，形成了‘供省外價低、供省內價高’的不正常價格信號。”葉春進一步指出。
此外，《建議》指出，目前跨省區電力市場交易的實踐中，售電公司和電力用戶參與的情況比較少見，多數市場化交易的組織過程中并不支持售電公司、用戶參與。“跨省區電力市場大部分采取‘網對網’的掛牌交易方式，交易電量、電價均提前確定，作為市場主體的發用兩側無法直接參與市場競爭。”
提高消納效率是第一要務
上述不愿具名的業內人士指出，在跨區輸電的過程中，電力系統的輸電功率要始終保持恒定，但新能源的波動性、間歇性等特征恰恰違背了這一基礎要求，所以盲目追求遠距離跨區消納新能源，實質上造成了南轅北轍的效果，帶來了輸電通道和配套電源的容量浪費。
重慶市配售電行業協會秘書長陳曦建議，建立與新能源消納適宜的區域電網，進一步推動區域市場建設，以《關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制有關問題的通知》規定的價格作為基準，完善通道使用（輸電權）的市場機制，推動電網調度機構獨立。
葉春指出，優化調整現行跨區跨省區電力中長期交易規則，將碳市場、可再生能源電力消納保障機制等政策機制融入規則，在全力保障清潔能源足額消納的同時，通過經濟價值補償體現清潔能源的綠色環保價值。“同時，理順各級電網調度機構與交易機構間的權責劃分和運作關系，保證市場機制設計與電網調度方式相適應，確保電網的安全穩定運行。”
《建議》指出，盡快完善可再生能源市場化交易機制。研究落實可再生能源發電綠證頒發與市場化交易辦法，建立健全綠證交易體系，推動可再生能源發電電能量交易與綠證交易分離的市場交易機制，并規范跨省區送電參與受電地區輔助服務市場機制。
■能源資源和負荷中心逆向分布，新能源通過特高壓進行跨省區交易，落地電價一般低于本地新能源上網價格，但本地電源要承擔調頻和容量備用義務，是否能反映新能源交易過程中的“真實成本”？
■除輔助服務產生的“隱形成本”外，輸電價格機制也是影響新能源跨省跨區交易的重要因素，跨區輸電價格機制是否靈活、輸電通道使用權市場化分配機制是否健全、輸電價格傳導機制是否合理？
915億千瓦時——這是北京電力交易中心《2020年電力市場年報》中披露的2020年國網經營區內新能源省間交易電量。對比2018年、2019年722億、883億千瓦時的數據，我國新能源省間交易電量正在逐年攀升。
在交易電量不斷增長的3年時間里，有行業權威人士向記者透露，新能源交易價格也處于“相對穩定”區間，2021年，國網公司范圍跨區跨省的新能源交易價格約為278元/兆瓦時。
在“相對穩定”的格局下，新能源跨省交易是否還有挖潛空間？面對能源資源和負荷中心逆向分布的矛盾，通過特高壓進行跨省跨區交易的模式還有哪些環節需要理順？
省間交易新能源真的劃算嗎？
近期發布的“十四五”規劃綱要，明確了我國未來5—15年電力系統轉型發展的路徑，即堅持集中式和分布式“兩條路”并舉。集中式跨省跨區交易新能源能否扛起減碳“大旗”？
上述權威人士指出，與當地用電側新能源項目相比，跨省跨區新能源大多從能源基地送出，落地電價一般低于本地新能源上網價格，被認為“價格優勢相對比較明顯”。
“這個價格看怎么算了。”在中嘉能集團首席交易官張驥看來，數字上顯現出的“便宜”并不能反映新能源交易過程中的真實成本。“跨省交易新能源時，送端省份不承擔調頻和容量備用義務，需本地電源承擔，這些投入算不算在成本內呢？”
中國大連高級經理學院特聘教授葉春表示，目前跨省區交易輔助服務補償費用機制缺失，部分省份的省外輸入電力嚴重擠壓本地發電空間，造成本地大量機組停備，產生高額的輔助服務補償費用，此部分費用都由本地電廠承擔。“輔助服務的主要作用仍以省內調峰、調頻為主，由發電企業獨自承擔輔助服務責任，偏離了輔助服務‘誰受益、誰承擔’的本質。”
一位不愿具名的業內人士指出：“就價格而言，目前省間交易新能源的價格是落實國家指令性計劃和地方政府間的框架協議。如果放開跨省跨區輸電資源，按照市場供需形成價格，新能源省間交易的落地價就要另當別論了。”
輸電價格體制需進一步理順
除輔助服務產生的“隱形成本”外，輸電價格機制也是影響跨省跨區交易新能源的重要因素。中電聯2019年底發布的《跨省區電力市場交易相關問題及政策建議》（以下簡稱《建議》）顯示，跨區輸電價格機制不靈活，不利于跨區電力市場交易規模的擴大；跨省區輸電通道使用權市場化分配機制尚未建立；繞道輸送電力的輸電價格機制有待完善。
長沙理工大學教授葉澤指出，跨區跨省輸電價格傳導機制有待健全。目前的輸配電價強調政策性、合法性和行業性，基于效率的電網建設機制還沒有建立起來。
葉春指出，在當前大部分地區電力供需偏寬松的形勢下，發電環節本身就處于弱勢，輸配電環節的電價不變，在電力直接交易不斷推進的情況下，受端電價下降的空間全部由發電端承擔，造成送端省份交易意愿不強。
“部分區域電網在跨省通道中收費，導致輸電價格偏高，由購電端落地電價倒推至送電端后，多省上網電價已低于火電燃料成本水平，過高的流通成本限制了電力外送，嚴重壓低了發電企業的利潤空間，形成了‘供省外價低、供省內價高’的不正常價格信號。”葉春進一步指出。
此外，《建議》指出，目前跨省區電力市場交易的實踐中，售電公司和電力用戶參與的情況比較少見，多數市場化交易的組織過程中并不支持售電公司、用戶參與。“跨省區電力市場大部分采取‘網對網’的掛牌交易方式，交易電量、電價均提前確定，作為市場主體的發用兩側無法直接參與市場競爭。”
提高消納效率是第一要務
上述不愿具名的業內人士指出，在跨區輸電的過程中，電力系統的輸電功率要始終保持恒定，但新能源的波動性、間歇性等特征恰恰違背了這一基礎要求，所以盲目追求遠距離跨區消納新能源，實質上造成了南轅北轍的效果，帶來了輸電通道和配套電源的容量浪費。
重慶市配售電行業協會秘書長陳曦建議，建立與新能源消納適宜的區域電網，進一步推動區域市場建設，以《關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制有關問題的通知》規定的價格作為基準，完善通道使用（輸電權）的市場機制，推動電網調度機構獨立。
葉春指出，優化調整現行跨區跨省區電力中長期交易規則，將碳市場、可再生能源電力消納保障機制等政策機制融入規則，在全力保障清潔能源足額消納的同時，通過經濟價值補償體現清潔能源的綠色環保價值。“同時，理順各級電網調度機構與交易機構間的權責劃分和運作關系，保證市場機制設計與電網調度方式相適應，確保電網的安全穩定運行。”
《建議》指出，盡快完善可再生能源市場化交易機制。研究落實可再生能源發電綠證頒發與市場化交易辦法，建立健全綠證交易體系，推動可再生能源發電電能量交易與綠證交易分離的市場交易機制，并規范跨省區送電參與受電地區輔助服務市場機制。
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