在保障电力系统安全稳定运行和终端电价水平相对平稳的基础上，有效促进新能源消纳成为我国新型电力系统建设的重要目标，从有利于节能的角度持续深化电价改革，建立适应高质量发展的电价体系，促进电价体系建设与国家能源政策协同则是实现这一目标的重要手段。
在未来的新型电力系统和电力市场环境下，新能源电源在投资时将更为关注其布点选址行为对自身发电收益的影响，而忽略自身接入电网运行对输配电网运行和投资效率的影响，以及可能带来的电网投资需求，提高全社会用能成本。考虑到我国电网统一规划，省级电网除若干时段可能存在断面阻塞外，大部分时段将较少出现输电阻塞问题，电力现货市场的节点电价信号可能难以提供有效的空间信号引导新能源合理选址与投资时序。因此，适时探讨应用提供空间信号的省级电网输配电价机制，使之与电力批发市场价格协同作用，共同引导新能源电源投资主体优化投资时序，助力新型电力系统平稳、高效建设，这在新时期显得尤为必要。
为此，本文在分析输配电价空间信号与电能量现货市场价格空间信号协同关系的基础上，探讨新型电力系统背景下在我国省级电网应用提供空间信号输配电价机制的必要性，进而结合相关国际实践提出在我国省级电网应用提供空间信号输配电价的实施建议。
输配电价空间信号与电能量现货市场价格空间信号的协同关系
在电力现货市场采取节点或分区边际电价的条件下，省级电网共用网络输配电价是否仍应采取提供空间信号的价格机制，一直是电价改革过程中讨论的热点问题。通过研究发现，输配电价空间信号与电能量现货市场价格空间信号二者并非孤立，而是存在较强的协同作用，只有相互配合才能向电网用户提供明确、有效的空间信号。
与分时信号类似，电能量现货市场价格提供的空间信号和输配电价提供的空间信号均体现了输配电网为电网用户（发电机组和终端电力用户）提供输配电服务的边际成本，其中电能量现货市场节点边际电价提供的空间价格信号主要体现了输配电网提供输配电服务的短期边际成本，而输配电价提供的空间价格信号则可以体现电网提供输配电服务的长期边际成本。
从功能来看，电能量现货市场价格提供的空间信号能够优化输配电网容量资源的短期优化配置，通过阻塞价格信号引导电网用户的短期发用电行为，促进输配电网容量资源的短期优化配置，提供的价格信号周期较短。而输配电价提供的空间信号能够从较长周期内引导电源的选址投资行为，进而通过优化电网投资规划的方式，实现输配电网容量资源的长期优化配置。然而，在系统输配电容量不足，阻塞频繁且周期较长时，电能量现货市场价格也能够提供相对稳定的空间价格信号。
根据经济学理论，任意产量水平上的长期边际成本与生产该产量的最优厂商（输配电网容量）规模所对应的短期边际成本相等。考虑到输配电网投资建设具有滞后性（从开始投资建设到实际运行需要一段较长时间），为促进电力系统的输配电容量达到最优规模，在电能量现货市场提供的短期边际成本信号不足以引导电网用户优化选址行为时，就需要提供空间信号的输配电价机制予以协同，防止因实际负荷超过输配电网最优送电规模造成送电短期边际成本超过长期边际成本，影响电网运行经济性的问题发生。此外，考虑到电能量现货市场的产品是电量，而输配电网提供的服务产品是容量，为防止价格信号相互影响、扭曲造成畸变，在确定价格形式时，应采用两部制乃至单一容量电价定价。
新时期我国省级电网应用提供空间信号输配电价机制的必要性
输配电价机制的选择需要兼顾目标地区的电力体制、源网荷特点和电力市场发展情况等诸多因素，从我国省级电网的特点和新时期能源政策导向来看，在我国省级电网应用提供空间信号的输配电价机制具有以下必要性：
有利于促进新型电力系统建设背景下输配电成本的公平分摊。随着新型电力系统的加速建设，大规模新能源的接入，新能源机组配套送出工程投资和为容纳新能源电源接入产生的共用输配电网络投资需求将逐步提高，考虑到新能源电源在不同厂址接入对电网运行和投资成本的影响不同，根据“谁受益，谁分摊”的成本分摊原则，现行仅由电力用户支付的、不提供空间信号的省级电网输配电价机制难以体现新能源机组接入电网为电网运行、投资带来的额外成本，不利于促进输配电成本的公平分摊。为此，有必要引入提供空间信号的输配电价机制，通过逐步引入“发电侧接入价+发电侧共用网络输电价”等机制，合理体现新能源接入电网产生的投资和运维成本，促进成本的公平分摊。
有利于促进新型电力系统建设过渡时期我国省级电力现货市场的公平竞争。我国电网统一规划，除因电网检修期存在部分断面阻塞外，多以电网无阻塞或仅有轻微阻塞的情况为主。考虑到在我国新型电力系统建设初期，燃煤机组仍为我国部分省份主要的电源类型，在电力能量现货市场价格形成机制采取节点边际电价情况下，电能量现货市场提供的位置信号可能难以促进燃煤机组在电力现货市场的公平竞争，需要设计采取提供空间信号的输配电价机制与电能量现货市场价格形成机制协同。
以广东、福建等我国沿海电力现货试点地区为例，在电力系统阻塞时间较短且不频繁的现货市场环境下，由于内陆燃煤机组的燃料陆运成本高，与发电效率相同的沿海燃煤机组相比，内陆燃煤机组的市场出价将高于沿海燃煤机组。在电能量现货市场价格形成机制采取节点边际电价情况下，会存在两种可能：一是在系统负荷低谷时段，沿海燃煤机组的发电能力能够满足省内电力用户的负荷需求，现货市场边际机组将位于价格较低的沿海燃煤机组。内陆燃煤机组由于发电短期边际成本较高，难以中标发电。二是在系统负荷高峰时段，沿海燃煤机组的发电能力不能满足省内电力用户的负荷需求，现货市场边际机组将位于内陆燃煤机组。此时，沿海燃煤机组由于燃料运输成本低而获得额外的度电利润，会抬高现货市场结算价格。
简析其原因可知，造成市场竞争缺乏公平的原因在于“输煤输电”成本的不公平承担。在目前仅由电力用户支付的、缺乏空间信号的省级电网输配电价机制下，沿海燃煤机组通过海运方式运输燃煤并利用省级电网将发出的电能远距离输送至负荷中心地区，但并不支付输电成本，而内陆发电机组支付了输煤成本。这种能源运输成本的不公平承担是造成发电市场竞争缺乏公平的重要原因之一。因而，在发电侧应用提供空间信号的输配电价机制，充分体现接入不同节点发电机组的输电成本，有利于促进发电市场的公平竞争。
有利于引导新能源合理确定投资时序，协同提高新型电力系统背景下电网运行和投资效率。考虑到新能源电源发电具有间歇性、随机性等特征，其投资选址投资行为会影响现有电网容量的利用率和未来电网投资的效率。例如，新能源电源在远离负荷中心的地点选址时，若远距离输电工程的输电容量富余，考虑到新能源机组的有效发电容量较低，其所发电能的远距离输送将降低输电工程的利用率；当远距离输电工程输电容量不足时，可能直接增加远距离输电工程的投资需求。与之相反，当新能源电源在负荷中心地点选址时，其发电行为将在一定程度上抵消负荷中心地区的部分负荷，降低电源远距离送电的需求，从而延缓远距离输电工程的投资需求，降低未来投资的现值。考虑到我国电网统一规划，输配电容量相对充裕，系统阻塞不频繁、阻塞时间较短，电力现货市场价格形成机制可能难以提供合理的空间信号引导新能源合理选址。此时，在发电侧实施提供空间信号的输配电价机制，为新能源电源提供有效的空间价格信号，有利于促进新能源电源在投资时充分考虑对输配电网运行和投资效率的影响，引导新能源电源合理确定投资时序。
分区输配电价定价方法的国内外实践
在分区输配电定价机制的研究和应用方面，国内外均存在较多可以借鉴的经验，通过分析可知，相关机制的研究和发展均从各国和各地区的实际出发，在促进输配电成本公平分摊的同时，促进电价机制与目标地区能源政策目标的协同。从提供空间信号的输配电价国内外实践来看，主要存在以下两类分区定价模型与方法，包括按电网经营范围分区定价及按照长期边际成本分区定价等。
按照电网经营范围分区定价。这种定价方法多存在于电力工业发展初期和电力市场建设起步期的国家及地区。如美国在建立区域输电组织（RTO）前，各电力公司和平衡责任体（BA）一般会根据自身电网经营范围进行输配电定价，以每个垂直一体化的电力公司作为一个价区，在价区内采取邮票法（Postage Stamp）或峰荷责任法（Coincident Peak）进行定价。英国在电力市场建设初期按照供电公司的经营范围划分输配电价的价区，在价区内采取邮票法或者配网强化模型DRM（Distribution reinforcement model）进行定价。我国现阶段部分省区也存在按照供电公司经营范围和行政区域划分价区的实践，如广东省由于电价定价等历史因素按照珠三角、东西两翼、粤北山区等行政区域划分输配电价价区，福建省按照省级电网和各趸售县划分输配电价价区等。价区之间的价格差异主要取决于历史形成的因素。
按长期边际成本分区定价。典型的按照电网提供输配电服务长期边际成本的定价模型有英国国家电网应用的ICRP模型和澳大利亚国家电力市场NEM范围内应用的CRNP模型等。以上分区定价方法一般利用兆瓦公里和潮流追踪等方法，分析发电厂或电力用户在不同节点的发用电行为对电网提供输配电服务的长期边际成本的影响，并据此进行价区划分制定分区输配电价。该方法能够通过输配电价在各价区的价格差异反映电网用户的发用电行为对输配电系统未来投资的影响，在综合体现系统输电服务成本的同时引导电网用户合理选址、确定投资时序，提高发电和输配电系统的利用率。英国国家电网在电力市场建设过程中逐步引入ICRP分区定价模型的初衷，即考虑了其发电资源和用电负荷逆向分布的特点，若任由发电机组从自身利益出发在北部电源中心大规模选址投运，将为英国输电系统带来大量的远距离输电工程建设需求，最终造成英国终端用能成本上涨。而在电力市场采取无空间信号的系统边际电价机制的情况下，ICRP分区定价方法的引入能够为发电机组带来明确、有效的输电价格信号，使其在选址时综合考虑发电收益和输电费用，促进发电和输配电资源的优化配置。
我国省级电网实施提供空间信号输配电价机制的相关建议
作为重要的公用事业价格，输配电价体系的建设和机制的选择需要与国家能源政策相协同。从我国现阶段的电力体制改革进程来看，二者的协同关系主要体现在三个方面：一是要和我国现行电价体系合理衔接，逐步建立、实施提供空间信号的输配电价机制；二是与我国电力现货市场建设的协同，即通过设计实施电力市场环境下体现输电距离的、提供空间信号的输配电价机制，促进我国电力市场公平竞争；三是与建设新型电力系统的战略目标协同，即通过设计实施分阶段的、不断健全的提供空间信号的输配电价体系与定价机制，将输配电容量利用率指标逐步纳入核价考虑，助力提高源网运行效率和投资效率，促进输配电价水平乃至终端电价平稳。为此，本文对我国省级电网输配电价机制提出以下优化建议：
建议在新型电力系统建设前期引入体现送电距离的省级电网分区输配电价机制。在新型电力系统建设成熟期前期，新能源电源占比虽逐步上升，但燃煤火电等传统电源装机仍占主导地位，如前述提到的由于“输煤输电成本”分摊缺乏公平而造成的原因，沿海、内陆燃煤火电机组在电力现货市场中难以同台公平竞争的问题仍待解决。在此阶段应用提供空间信号的输配电价的目的，一方面是促进共用网络输配电容量投资及运维成本的公平分摊，另一方面则是通过提供空间信号的输配电价机制促进电力现货市场公平竞争和可持续发展。为此，针对广东、福建等沿海电力现货市场试点省份，建议在这一阶段探索引入基于长期边际成本定价的“发电侧共用网络输配电价”机制，采取体现“送电距离”的分区输电定价机制核定单一容量制输电价格。在价区划分时，在分区输电定价机制引入初期，为提高方案实施的可行性，建议按照现有的地市供电局经营范围划分发电侧和负荷侧的输配电价价区。随着新能源电源的陆续大规模接入，新能源电源占比的不断提高，逐步向综合体现“送电距离和输电网利用率”的分区输电定价机制过渡。
新型电力系统建设中期逐步引入体现输配电网利用率的省级电网发电侧共用网络输配电价机制。在新型电力系统建设中期，新能源电源大规模接入带来的电网投资需求逐步提升，新能源电源选址建设带来的共用输配电网容量投资也将成为影响终端电价水平相对稳定的重要因素。在此阶段，应用提供空间信号的输配电价机制的目的在于引导新能源电源合理确定投资时序，协同提高电网运行和投资效率，促进终端电价水平相对平稳。为此，建议在这一阶段研究实施“发电侧共用网络输配电价”机制，采取体现“送电距离和输配电网利用率”的分区输配电价定价机制，鼓励新能源机组在选址时综合考虑其发电收益和其接入对电网投资的综合影响，协同促进电力资源的优化配置。
