为贯彻落实党中央、国务院关于深化电价改革、完善电价形成机制的决策部署，进一步提升跨省跨区专项工程输电价格核定的科学性、合理性，国家发展改革委于近日对2017年出台的《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》）作了修订，形成了《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》（以下简称《办法》），明确了跨省跨区专项工程下一步的输电价格形成方法以及输电收入分享与价格调整机制。

一、政策背景

     为应对全球气候变化，加快我国实现绿色低碳发展转型，2020年9月，习近平总书记就“中国力争二氧化碳排放2030年前达到峰值、2060年前实现碳中和”（以下简称“双碳”）向国际社会作出庄严承诺。我国是世界上最大的碳排放国，从碳达峰到碳中和的时间也更短，实现“双碳”目标任务艰巨。而发电环节占我国碳排放总量的约40%，是我国的最大碳排放来源行业，因此电力系统是我国实现“双碳”目标的改革重点。目前，建设新型电力系统存在着许多难题，在跨省跨区输电方面，我国可再生能源与负荷呈现逆向分布，西部地区风光水等资源禀赋较好，而负荷中心主要位于东部地区；风光发电具有随机性，而同一区域的风光发电又具有强相关性，例如当某一地区遭遇极端天气时，可能该区域所有风光发电均不可用，对于新能源为主体的新型电力系统而言，这意味着巨大的电力供应缺口，要解决这一问题，就需要利用我国幅员辽阔的优势，在有需要时进行跨省跨区的协调互济。在输电价格方面，我国目前部分特高压线路输送电量中可再生能源发电占比仍较低，线路通道利用率仍有待提升，如何采用合理、精细化的核算方法，客观准确反映输电线路价值，引导投资，在推动新能源发电和消纳的同时，保证输电成本回收的合理周期也是需要解决的问题。因此，在面向“双碳”目标的新型电力系统中，跨省跨区输电将变得更加重要，科学合理核定跨省跨区专项工程输电价格将在健全输配电定价制度的同时，有效推进跨省跨区电力交易和“双碳”目标实现。

     在跨省跨区输电方面，2015年，国家发展改革委下发《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》，明确要完善电价形成机制，推进跨省跨区电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置。2017年，国家发展改革委印发《区域电网输电价格定价办法（试行）》、《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》的通知，建立起了覆盖跨省跨区输电工程、区域电网、省级电网、地方电网、增量配电网的全环节输配电价格监管制度框架。2018年，国家发展改革委印发《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》，调整了21个跨省跨区专项工程输电价格。2020年，国家发展改革委印发《省级电网输配电价定价办法》，明确省级电网输配电价与区域电网输电价格的边界、省内用户和“网对网”省外购电用户对省级电网准许收入的分担责任等，以体现“谁受益、谁负担”的原则，提供合理过网费信号。

     在此背景下，国家发展改革委近日对2017年出台的《原办法》作了修订，就是要进一步科学合理地核定跨省跨区专项工程输电价格，为新增投资建设提供有效指导和激励，加强不同区域电网间的互联互济，更好地保障电力系统安全稳定经济运行，服务新型电力系统的建设和“双碳”目标的实现。

二、关键内容

    《办法》的主要内容包括：总体原则、输电价格形式和计算方法、输电收入分享与价格调整机制三个方面。

     在总体原则方面，《办法》具体明确了跨省跨区专项工程是指以送电功能为主的跨区域电网工程，以及送受端相对明确、潮流方向相对固定的区域内跨省输电工程。与《原办法》将跨省跨区专项工程分为输电功能为主和联网功能为主不同，《办法》统一明确为以输电功能为主。电价管理上，《办法》特别强调跨省跨区专项工程输电价格实行事前核定、定期校核，将监管周期由三年更改为五年。电网企业分别在核定临时价格前、核定正式价格前、工程经营期内向国务院价格主管部门提供的相关要求数据和情况说明材料。

     在输电价格形式和计算方法方面，《办法》规定跨省跨区专项工程输电价格形式实行单一电量电价制，不再保留《原办法》以联网功能为主的专项工程按单一容量电价核定的机制。计算方法上，《办法》沿用按经营期法核定工程输电价格，并具体列出了核定输电价格的计算公式，明确计算得出的输电价格（含增值税），强调了核定正式价格、核定临时价格的主要核价参数确定方法，部分参数确定方法及其与《原办法》的对比如表1所示。

表1  《办法》中部分参数与《原办法》定价参数对比

      在输电收入分享与价格调整机制方面，《办法》明确了对于参与跨省跨区可再生能源增量现货交易，按最优路径价格执行；在专项工程输电能力空余情况下，电网企业为提高工程利用效率临时增加电量输送的，增送电量可按不高于工程核定输电价格的水平执行。此外，《办法》首次强调了收入分享机制，实际线损率低于核价线损率产生的收益，由电网企业和电力用户按1:1分享；实际利用小时超出核价利用小时产生的收益，30%由电网企业分享，70%专项用于支持新能源跨省跨区外送。在调整机制上，《办法》新增当专项工程功能发生根本性变化、实际利用小时超出设计利用小时40%以上、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。

     最后，明确了《办法》的适用范围为发布之后新定价跨省跨区专项工程。存量工程暂不调整价格，收入分享、定期校核等其他机制按照本办法执行。《办法》鼓励对具备条件的跨省跨区专项工程，可探索通过输电权交易形成输电价格，以进一步提升专项工程利用率、促进电力资源优化配置。

三、作用意义

     此次对2017年《原办法》的修订，有利于健全输配电价体系、推进跨省跨区交易，对构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定经济运行、推动“双碳”目标的实现具有重要意义，主要包括：

（一）推动完善跨省跨区交易，促进电力资源优化配置

    《办法》进一步明确了跨省跨区专项工程输电价格的核定过程和方法，在过程监管和成本监审上更加完善，将有效保障投资收益，提供合理的跨省跨区电能输送、电网互济和安全保障等服务的价格，有利于充分发挥现有发、输电设施的能力，并合理引导相关的发电侧及电网投资。在“双碳”目标下，通过推动跨省跨区交易，提高电力系统应对单一区域极端气象的能力，进一步实现不同区域电网之间的互联互济。

（二）促进能源供给低碳化，提升新能源消纳能力

    《办法》对于参与跨省跨区新能源增量现货交易，输电价格采用最优路径价格执行，并设立专项用于支持新能源跨省跨区外送的分享机制。这些都有利于增大新能源发电外送规模，提高跨省跨区输电量中新能源发电占比。在建设“以新能源为主体”的新型电力系统的背景下，以新能源为发电主体的能量市场的电价可能会大幅降低，使得新能源发电固定成本难以通过电价来回收，降低了新能源投资建设的积极性，在输电价方面给与新能源发电外送以支持，有利于激发发电侧投资积极性，提高新能源发电占比，降低发电侧的碳排放。

（三）推动网源协同发展，提高输电通道利用效率

    《办法》指出电网企业为提高工程利用效率临时增加电量输送的，增送电量可按不高于工程核定输电价格的水平执行；并鼓励对具备条件的跨省跨区专项工程，可探索通过输电权交易形成输电价格，这都将对进一步提升我国跨省跨区专项工程的线路通道利用率，促进电力资源优化配置起到积极作用，利于引导配套电源项目建设，推进确定长期送受电协议，进一步保障输电通道的长期稳定高效运行。

（四）明确细化成本核算方法，推动投资回收科学合理

    《办法》在输电价格的计算公式、关键计算参数、激励机制等方面都推出了更详尽的规定，对费率水平、经营/折旧期限、还款期限、贷款利率、设计利用小时、内部收益率等相关参数进行更新与明确，这对于推动核算成本的规范化具有积极意义。此外，《办法》将校核周期更改为五年，保证了输电价格的连续性，降低监管成本。对实际成本或收入与核价时存在严重偏差等情况，及时对输电价格进行调整，保证了输电价格的合理性。

     综上所述，我们认为，本《办法》对于健全输配电价体系、促进跨省跨区交易具有重要意义，可以有效推进“双碳”目标进程，实现全社会的绿色低碳健康发展。