完善跨省跨区专项工程定价机制 促进电力资源在更大范围优化配置——《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》...

近日，国家发改委印发《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》，是在2017年试行办法基础上的一次重大修订。对一项价格机制进行完善，无非两个动因：一是在试行中发现了可调整的空间，二是在发展中有了新变化，需要完善机制以及时适应发展要求。对于电力专项工程定价而言，两项因素都十分重要。

一方面，初次出台跨省区专项工程定价办法时，整体上还未能完全独立于省级电网定价有关要求来制定参数，导致在定价过程中存在一定的标准偏差。经过近4年的监审和定价实践经验积累，价格主管部门更进一步了解了专项工程同区域、省级共用网络之间的差异，不仅仅是“经营期”和“成本 收益”两种方法之间的差异，还体现于电网功能、投运时序、市场衔接等方面的差异。因此在新办法中可以见到“单一电量电价”、“事前核定、定期校核”、“探索通过输电权交易形成输电价格”等与共用网络定价的不同之处。

另一方面，“双碳”发展目标下构建新型电力系统，赋予了跨省跨区专项工程更加艰巨的历史使命。从“三北”、西南等地集中开发新能源资源，推动清洁电力资源大范围优化配置，比以往任何时候都更加迫切。跨省区通道的利用效率、通道使用的成本负担等逐渐成为各方关注目标。修订出台的定价办法通过进一步完善激励约束机制，无疑为提升跨省区资源配置能力提供了强有力的政策保障。

具体来看，新办法体现出了“清晰”、“严格”、“完整”、“激励”和“开放”特征。

一是在明确采用“经营期”定价方法基础上，进一步确定了测算的主要步骤与关键参数要求，使定价思路更显“清晰”。准确定义现金流入流出、输电量及设计利用小时、定价线损率等内容，最大程度减少了人的主观理解影响。与原试行办法相比，新办法能够对定价测算过程提供直接指导，避免了实践中援引省级电网定价办法时可能存在的困难。同时，此举也为投资者测算专项工程收益提供了帮助，有利于形成可靠的收益预期，起到鼓励投资作用。

二是新办法进一步收紧了专项工程的核价成本及收益参数，更加“严格”的监管将进一步降低跨省区输电价格。具体至少包括以下几点：（1）设计利用小时未在核准文件明确的，原则上按4500小时计算相较实际水平偏高，将拉低核价水平，但起到“倒逼”加强投资项目前期管理的目的；（2）对涉及关联方交易的成本可进行延伸审核，避免了成本畸高推升价格的可能潜在问题；（3）经营期限从原办法的30年拉长至35年，摊薄了年折旧成本；（4）权益收益率不超过5%、运维费率不超过2%，相对于原办法均明显降低。跨省跨区输电价格下降，有利于扩大跨省区交易规模，提高专项工程大范围配置清洁能源的能力。

三是将正式核定价格前的“临时价”与投产多年后的“校核价”纳入定价规定，体现出对全部经营期的监管“完整”性。要求工程投运前核定临时价格，竣工决算并成本监审后核定正式价格，经营期内每5年校核一次价格。切合经营期各阶段运行特点和信息特征，针对性提出定价要求，解决了之前“有量无价”或“有价无据”的问题，在经营期定价的应用中体现出机制创新。

四是对更低的实际线损和更高的利用率提供政策“激励”，引导电网企业加强管理。明确节约线损产生收益按1:1在电网和用户间分享；超出的利用小时形成收益，30%由电网企业分享，70%专项用于支持新能源跨省跨区外送。不仅有利于鼓励先进，还有助于建立促进新能源跨省区消纳和配置的良性循环，起到效率“放大器”的作用。

五是提出与以输电权为主的市场化价格机制建立衔接，形成了更加“开放”的定价制度。明确对具备条件的跨省跨区专项工程，探索通过输电权交易形成输电价格，到市场相对成熟阶段，鼓励跨省区输电政府定价向市场竞价转变，将更进一步促进配置电力资源能力。

新办法的出台，是在成本监审办法、省级与区域定价办法修订之后，输配电价改革的又一大进展。展望未来，输配电价改革将随着“双碳”发展、能源变革、市场化改革的步伐不断推进，定价机制将得到持续完善。