杨鑫和等 | 建立科学合理的互济工程价格机制——欧美跨区域输电价格管理的经验与启示

来源：市场资讯

（来源：南网能源院）

6月21日，安徽绿色电力首次凭借一张“输电权通行证”，跨越两大电网送入广东企业生产一线。这背后是云霄直流输电权市场化交易的落地实施——百家市场主体申报电量超1亿千瓦时，通道实现满送。这是我国跨经营区互济工程容量市场化配置的首次探索，也是全国统一电力市场建设的重要里程碑。

然而，试点“破冰”只是第一步。随着“十五五”期间一批跨省跨区输电工程陆续规划建设，一个更根本的问题浮出水面：互济工程“谁来建、谁来用、谁来付费、如何定价”？

2026年6月，云霄直流输电权交易方案落地，开启我国跨经营区互济工程容量市场化配置和价格机制设计试点探索。随着全国统一电力市场建设加快，跨省跨区灵活互济工程已逐步成为支撑电力资源大范围优化配置、提升系统安全运行能力的重要基础设施。如何充分发挥价格机制作用，更好引导互济工程合理规划布局与经济高效利用，将成为未来互济工程高质量建设发展的重要前提。因此，有必要借鉴先进国家地区实践经验，规范互济工程成本分摊与价格传导方式，持续优化输电权机制设计，构建适宜我国的互济工程价格管理体系。

经验一 基于系统仿真与详细论证，于工程纳规核准前明确受益方成本责任

欧美国家在跨国跨区域互联工程成本分摊方面普遍实行了规划先行、系统评估、多方论证、提前划分的机制运作体系。基于电网规划与项目可研阶段对工程建设必要性与对有关地区效益影响的充分论证，按照“受益者付费”原则与个性化分摊方法，测算明确各地区的成本分摊责任，并于工程核准或可研论证前，通过征询利益相关方意见，形成最终决策结果。其中，成本效益分析是贯穿工程建设必要性与成本分摊结果论证的核心环节，欧美国家均采用了基于长时间周期、统一场景与边界假设的仿真分析方法，对项目建设成本以及投运后对各地区的经济性、安全性等效益予以量化，作为项目核准与成本责任划分的依据。

具体来看，欧洲主要通过设计系统发电成本变化、减少停电损失、减排量折算价值等指标定量衡量工程效益，结合指标权重设计，将各国获得的效益比例作为成本分摊依据；同时，通过设计绿电消纳、系统灵活性与稳定性等指标定性描述工程效益，作为支撑工程建设必要性的论证依据。美国PJM互联电网公司（以下简称“美国PJM”）则针对不同建设目的项目实施差异化规划与成本分摊方法，其中，可靠性项目以投运后是否解决故障场景下的系统热稳定、电压等运行问题为纳规依据，采用峰荷责任、潮流因子等方法分摊成本；经济性项目以投运后是否以合理投资成本缓解系统长期阻塞、降低用电成本为纳规依据，采用各地区用电成本降低比例作为分摊依据；政策性项目依据政府要求规划建设，通常按负荷比例分摊至各州或地区；综合性项目采用先按建设目的拆分成本、再分别适用对应类别项目分摊规则的方式。

经验二　以监管准许收入与成本责任划分为基础，向终端用户公平疏导投资成本

目前欧美国家绝大多数跨国跨区域互联工程属于监管类项目，其规划建设需依托统一的规划体系，投资成本与收入需接受政府监管，一般通过输配电价或输电服务费等方式向终端用户回收。从实践情况来看，欧洲呈现“两国投资建设、多国输配电价回收、事后平衡调整”的特点。欧洲跨国互联工程多由联网两国输电系统运营商（TSO）共同投资建设，或由两国TSO设立合资公司专营，工程资产通常按资产归属或监管核准口径计入两国TSO有效资产形成准许收入，并结合前期成本责任划分结果，将部分准许收入回收需求分摊至其他非直接联网的受益国家，通过各国的输配电价回收。为避免因项目投运后实际运行情况偏离规划假设产生不合理分摊问题，欧洲另设事后调整机制，定期校正各国TSO准许收入与终端用户输配电价水平。

美国PJM呈现“不同用户类型、不同费用科目回收”的特点。PJM内部跨区域互联工程通常由PJM指定投资主体，或通过竞争性方式择优选定。对于纳规核准项目，其经监管形成的年度准许收入按规划环节成本分摊规则分配至各区域后，由各区域配售电公司、电力批发零售商等用网主体以缴纳容量电费（输电升级费）方式回收。对于具有本地负荷供电责任、使用PJM整体网架开展供电服务的用网主体，一般再通过零售输配电价或供电服务成本向终端用户传导容量电费；对于需要指定特定合同路径与预留输电容量开展跨区购售电或双边交易的用网主体，一般再通过购电合同、交易报价向下游交易对象传导容量电费。

经验三　适应电网互联与市场运行变化，引入差异化输电权模式并完善机制设计

欧洲输电权机制经历了从物理使用权向物理和金融功能并重演进的过程。早期欧洲电力系统分国运行，跨境交易以双边合约为主，输电对象、路径和容量需求较清晰，因此引入物理输电权模式与“先购权、再购电”的交易机制。随着跨境交易扩大、电网互联程度提高、统一电力现货市场耦合运作，为提高容量利用效率，解决物理输电权逐渐暴露的权电交易割裂、主体决策复杂、容量易囤积闲置、合同路径与实际潮流不符等问题，欧洲逐步形成了物理+金融输电权混合模式。日前市场中，主体无需再单独购买短期物理输电权，而是在所在价区提交电能量报价，由市场出清模型结合各国TSO提供的跨境输电容量约束，在电能量交易出清的同时同步形成通道容量配置结果；中长期交易中，则仍保留物理输电权交易品种，通过“用之弃/售之”机制将持有者未使用或未转让的物理输电权容量自动释放至日前市场，与日前市场形成衔接，原持有者可获得对应路径的阻塞租金，输电权金融属性增强。

PJM在集中优化出清和节点电价基础上形成金融输电权模式。PJM在市场化改革之初即采用了集中式电力市场模式与节点电价机制，日前机组组合和实时经济调度统一决定发电出力、跨区潮流和通道使用情况，通过不同节点电价反映输电阻塞价值。由于节点间价差影响跨区购售电收益，PJM进一步建立金融输电权（FTR）和拍卖收益权（ARR）机制。其中，FTR是市场主体购买的价差对冲工具，使持有人能够获得相应送出点与受入点之间因阻塞形成的价差收益，用于抵消现货交易中的价格风险，并不赋予实际通道使用权。ARR则是FTR拍卖收入的分配凭证，通常在年度FTR拍卖前分配给承担容量电费的用网主体，用网主体可以选择保留ARR以获得其他市场主体竞拍FTR形成的拍卖收入，也可以将ARR转换为FTR，用于自身跨区购售电风险管理，总体上形成了“谁承担输电成本、谁享有阻塞收益”的权责对等机制。

启示　以系统思维完善我国互济工程价格机制，支撑互济工程高质量发展与全国统一市场高效运行

总体看，互济工程价格机制设计应以促进工程有序规划建设、保障用户公平合理承担、支撑电力市场高效运行为目标，通过健全规划、价格、市场等各环节机制，系统构建涵盖工程效益评估、成本分摊、价格疏导、输电权配置、收入处置等方面的价格管理体系，统筹回答“为什么建、谁承担、如何回收、怎么使用、收益归谁”等关键问题，并结合试点探索经验与市场演化发展，持续优化完善。

一是探索形成基于系统仿真的成本分摊机制，基于项目前期对功能效益的深入论证明确各方成本责任。跨省跨区互济工程作用多、影响范围广，为促进工程合理规划布局与高效实施建设，宜按照“谁受益谁承担”的原则，基于前期对项目建设必要性以及对相关区域或省份影响的全面论证，在核准和投资前明确相关省份成本责任。从长期来看，可借鉴欧美经验，对于新建互济工程重点围绕系统安全与市场效益开展仿真模拟，全面评估工程投运后对各区域各省份电力保供、新能源消纳、用电成本与投资节约等方面的贡献，形成可量化的成本分摊依据；基于仿真评估结果，明确直接联网区域或省份以及其他受益地区成本分摊责任。仿真条件暂不成熟阶段，新建项目应根据工程必要性和功能的分析论证，在规划和可研阶段推动联网两侧及相关省份协商确定成本分摊比例，并于核准前明确。对于已核准的互济工程，可结合前期可研效益评估范围，由联网两端直接平摊或参考PJM政策性项目按联网两端最大负荷比例等方式协商分摊。

二是建立互济工程容量电价及配套考核机制，赋予承担容量电费的省份输电通道支配权和收益权。对于工程投资经营主体，按照《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》中“适应新型电力系统和全国统一电力市场建设需要，对以输送清洁能源电量为主或以联网功能为主的跨省跨区专项工程，可探索通过两部制或单一容量制形成输电价格，加强全过程监管”相关精神，形成单一容量制输电价格机制，由相关省份基于成本分摊比例与通道容量定期缴纳容量输电费，同时，针对工程投资经营主体容量电费收入需配套建立基于通道可用率与可用容量等指标的考核机制，强化运维服务责任。对于承担容量输电费的省份，应按照“谁承担谁享有、谁使用谁付费”的原则，明确其具有与成本责任匹配的输电通道相关权利，并将开展的输电权收益用于冲抵本省用户为承担工程成本而缴纳的相关科目费用。

三是基于经验借鉴与试点实践逐步完善输电权价格机制，适应全国统一电力市场建设发展需求。考虑现阶段我国跨经营区互济工程以直流工程为主、跨省跨区电力交易以中长期交易为主，交易执行对输电方向、时间、功率具有明确要求，短期内宜延续云霄直流输电权探索模式，以物理输电权作为主要制度安排，后续可结合云霄直流试点运行情况并借鉴欧美经验，探索适用于各类互济工程的输电权价格上下限管制方式，更加充分反映不同通道不同时段容量稀缺价值，同时为后续新建互济工程规划建设提供价格信号参考。远期来看，如省间通道大规模建设，可探索多条互济工程输电权统一定价以及跨省相同路径通道输电权统一定价的可能性，并结合跨经营区电力现货交易成熟运作与用户侧节点电价实施推广情况，探索物理—金融输电权混合模式应用前景，强化跨区域电力与容量协同配置效率。

（本文首发于《南方电网报》）

作者简介

杨鑫和

南网能源院电力价格研究所研究员

刘本杰

南网能源院电力价格研究所副所长

吴宏慧

南网能源院投资与财务研究所研究员

编辑 | 赵嘉奇

校对 | 陈乐华、李燕妮

审核 | 李于达