优化输电权机制设计 推进我国互济工程价格机制建设

来源：中国电力报 时间：2026-10-15 15:33

　　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。跨省跨区灵活互济工程已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，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发展的重要前提。因此，有必要借鉴先进国家和地区实践经验，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。

　　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规划先行、系统评估、多方论证、提前划分的机制。基于电网规划与项目可研阶段对工程建设必要性与效益影响的论证，按照“受益者付费”原则与个性化分摊方法，测算各地区成本分摊责任，并于工程核准前征询利益相关方意见，形成最终决策结果。成本效益分析是贯穿工程必要性与成本分摊论证的核心环节，欧美国家均采用基于长时间周期、统一场景与边界假设的仿真分析，对项目成本及投运后对地区经济性、安全性等效益予以量化，作为项目核准与成本责任划分依据。欧洲主要通过系统发电成本变化、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，将各国效益比例作为成本分摊依据；通过绿电消纳、系统灵活性与稳定性等指标定性描述工程效益，作为支撑建设必要性的论证依据。美国最大的区域电网运营商（PJM）针对不同建设目的项目实行差异化成本分摊。可靠性项目以投运后是否解决故障场景下热稳定、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分摊规则。

　　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

　　从实践看，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。欧洲跨国互联工程由两国输电系统运营商（TSO）共同投资建设，或由两国TSO设合资公司专营，工程资产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，将部分准许收入回收需求分摊至其他非直接联网受益国，通过各国输配电价回收。为避免项目投运后实际运行偏离规划假设产生不合理分摊，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。美国PJM跨区互联工程通常由PJM指定投资主体，或通过竞争方式择优选定。纳规核准项目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容量电费（输电升级费）方式回收。具有本地负荷供电责任、使用PJM整体网架供电服务的用网主体，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；需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，再通过购电合同、交易报价向下游交易对象传导容量电费。

　　适应电网互联程度与市场运行方式变化，引入差异化输电权模式并持续完善机制设计

　　欧洲输电权机制经历了从物理使用权向物理与金融功能并重的演进。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、路径和容量需求清晰，因此引入物理输电权模式与“先购权、再购电”机制。随着跨境交易扩大、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并解决物理输电权暴露的权电交易割裂、主体决策复杂、容量囤积闲置、合同路径与实际潮流不符等问题，欧洲逐步形成物理+金融输电权混合模式。目前市场中，主体无需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，在电能量出清的同时形成通道容量配置结果；中长期交易仍保留物理输电权品种，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（FTR）模式。PJM市场化改革之初即采用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，通过节点电价反映输电阻塞价值。由于节点价差影响跨区购售电收益，PJM进一步建立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，持有人可获得送出点与受入点之间因阻塞形成的价差收益，用于抵消现货交易价格风险，并不赋予实际通道使用权。ARR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，后者可选择保留ARR获得其他主体竞拍FTR形成的拍卖收入，也可将ARR转换为FTR用于自身跨区购售电风险管理，总体上形成“谁承担输电成本、谁享有阻塞收益”的权责对等机制。

　　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

　　互济工程价格机制设计应以促进工程有序建设、保障用户公平承担、支撑市场高效运行为目标，构建涵盖效益评估、成本分摊、价格疏导、输电权配置、收入处置的价格管理体系，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，并结合试点持续优化。

　　一是探索基于系统仿真的成本分摊机制，前期明确各方成本责任。宜按“谁受益、谁承担”原则，在核准和投资前明确相关省份成本责任。长期看，可对新建工程围绕系统安全与市场效益开展仿真，评估其对各省电力保供、新能源消纳、用电成本与投资节约的贡献，形成可量化分摊依据。仿真条件不成熟时，应在规划和可研阶段推动联网两侧及相关省份协商确定分摊比例并于核准前明确。已核准工程可由联网两端平摊或按最大负荷比例协商分摊。

　　二是建立容量电价及配套考核机制，赋予承担容量电费省份通道支配权和收益权。对工程投资经营主体，形成单一容量制输电价格，由相关省份按成本分摊比例与通道容量定期缴纳容量输电费，并配套建立基于通道可用率与可用容量的考核机制。对承担容量输电费的省份，按“谁承担谁享有、谁使用谁付费”原则，明确其与成本责任匹配的通道权利，并将输电权收益用于冲抵本省用户相关费用。

　　三是完善输电权价格机制。现阶段跨经营区互济工程以直流为主、交易以中长期为主，短期内宜延续云霄直流模式，以物理输电权为主；后续可探索输电权价格上下限管制，反映不同通道时段容量稀缺价值，为新建工程提供价格信号。远期可探索多条工程及跨省相同路径通道输电权统一定价，并结合现货交易与节点电价推广，探索物理—金融输电权混合模式，提升跨区电力与容量协同配置效率。（本版所刊言论为作者个人观点）

　　（薛海明 杨鑫和 刘本杰 张佳成 吴宏慧 作者单位分别为：南网超高压公司、南方电网能源发展研究院）

　　责任编辑：江蓬新