提升跨区输电价格机制灵活性、煤电容量电价机制可调节性和辅助服务市场机制协同性，以更好地促进新能源跨省跨区消纳。

　　湖边的景色

　　AI生成的内容可能不正确。陇东—山东±800千伏特高压直流输电工程山东段。（徐可／摄）

　　“双碳”目标下，大力发展新能源已成为我国能源转型的必由之路。截至2024年年底，我国新能源装机容量达14.08亿千瓦，占发电总装机容量的42%，首次超过火电装机。

　　跨区电网作为我国最高电压等级的网架结构，承担着大范围资源优化配置、支撑电力市场建设、保供稳价等多重使命，是促进新能源跨省跨区消纳的重要载体。

　　在新能源上网电价市场化改革的背景下，如何以价格为切入点，在确保系统安全的前提下促进跨省跨区新能源交易，成为业界关注的话题。

　　跨省跨区新能源市场化交易面临新挑战

　　2023年11月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），明确煤电机组实行两部制电价，即电量电价和容量电价。其中，电量电价通过电力市场化交易形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，体现煤电对电力系统的支撑调节价值。文件的发布标志着我国煤电定价机制发生了重大变革，顺应了煤电由“主力电源”向“基础保障性和系统调节性电源”并重转型的新趋势，有力保障了支撑性电源的效益。

　　2025年2月，国家发展改革委发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称“136号文”），提出按照“价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调”的原则，推动新能源发电全面进入电力市场，标志着新能源从政策驱动向市场驱动转型，进入市场化竞争新阶段。

　　新能源出力的随机性和波动性给电力系统调峰带来巨大压力，尤其在午间光伏大发时段，系统调峰需求集中爆发，电网安全稳定运行面临严峻挑战。

　　跨区电网覆盖地域广、涉及主体多、影响因素复杂，为确保政策稳妥推进，136号文提出对于跨省跨区交易的新能源电量暂按现有政策执行，即主要由多年或年度省间政府协议确定上网电价和交易电量，并通过省间现货市场实现上网电量优化出清。按照国家发展改革委、国家能源局“2030年新能源全面参与市场交易”的改革目标和进度安排，跨省跨区新能源电量也将逐步参与市场交易。

　　综合跨区电网的运营现状、能源转型需求等因素，跨省跨区新能源市场化交易还面临挑战。

　　从电网侧看，目前跨区专项工程采用“一线一价”方式核定单一制电量电价，一方面输电方向相同但价格不同的线路之间容易形成价格歧视，制约了跨区电网整体输电能力的发挥；另一方面，现行价格机制未能充分考虑不同地区、不同时段电力供需的差异以及新能源发电的波动性，可能导致部分新能源电力因价格不匹配而难以顺利进入目标市场。

　　从发电侧看，跨省跨区煤电容量电价机制的调节性有待提升，对跨区域电网调节性资源的调动能力不足。一方面，机制设计未能充分激励煤电企业根据跨区域电网的实际需求，灵活调整发电出力，以适应新能源大规模接入带来的系统调节需求变化；另一方面，对跨区域电网调节性资源的调动能力有限，难以有效整合不同地区的煤电资源，形成协同调节合力，导致在新能源发电高峰或低谷时段，电网的调节能力无法满足实际需要，影响新能源的充分消纳。

　　从市场侧看，跨区调节成本分摊机制有待建立健全，跨区域系统调节成本疏导路径不清晰，电力市场调节作用发挥不够充分。新能源发电具有间歇性和不确定性，其大规模接入跨区电网需要配套相应的调节性资源，由此产生的调节成本如何合理分摊，涉及多个市场主体和利益相关方，目前缺乏明确、统一的标准和规则。由于成本分摊机制不完善，调节成本无法有效疏导，部分市场主体在参与跨区新能源交易时面临成本压力，进而影响其参与市场交易的积极性，制约了电力市场对新能源优化配置功能的发挥。

　　提升价格机制灵活性，促进新能源消纳

　　综合以上挑战，从跨区输电价格机制、煤电容量电价机制和辅助服务市场机制三个方面提出建议。

　　推动提升跨区输电价格机制的灵活性。考虑到新能源出力随机性、波动性、间歇性的特点，为进一步促进新能源跨区域消纳，建议逐步提升跨区输电价格机制的灵活性。一是对以输送新能源为主的通道采取“容量+电量”的两部制电价。容量电费和电量电费比例按照工程固定成本（折旧费）和变动成本（运维费）比例确定。前期容量电费全部由购电方承担，后续可逐步由送出配套电源承担部分容量电费。二是探索开展金融输电权交易，锁定合同电量所需要的传输能力，对冲现货市场的阻塞风险，逐步形成更加灵活的跨省跨区输电通道容量分配机制。三是新能源输电通道的准许收入在跨区电网内部调剂余缺。按照《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》（发改价格规〔2025〕1490号）第十八条的规定，实际利用小时数超出核价利用小时产生的收益，30%由电网企业分享，70%由国家发展改革委专项用于支持新能源跨省跨区外送。建议在跨区电网内部，将超利用小时收益的70%优先用于平衡新能源外送通道准许收入，稳定新能源外送通道价格，促进跨省跨区新能源电力交易。

　　推动提升煤电容量电价机制的可调节性。为适应新能源高比例接入的发展趋势，建议进一步深化跨省跨区煤电容量电价机制改革，提升跨省跨区调节能力，通过精准的价格信号促进新能源配套电源成本显性化、分摊科学化。一是明确送端非配套煤电机组容量电价跨省跨区补偿及分摊机制，通过“谁调用、谁付费”的跨区容量成本分摊原则，打破省间壁垒，明确受端省份对送端电源投资的补偿责任，进一步提高补偿比例（针对“沙戈荒”等新能源送出通道可以适当提升至50%～70%），并将容量电费与调用量挂钩进行分摊，由受入省按实际调用比例分摊送端煤电容量电费。二是探索煤电容量电价的动态调节机制，实现燃煤机组出力与煤电容量电价的“出力—补偿”动态反向关联。在非新能源大发时段，燃煤机组按标准容量电价获取补偿；在新能源大发时段，若燃煤机组减小出力，则适当提高煤电容量电价，激励火电企业在新能源大发时段主动调减出力，促进新能源消纳。

　　推动有效提升辅助服务市场机制的协同性。随着新能源占比提升，系统调节能力需求大幅增加，建议进一步完善跨省跨区辅助服务市场，通过市场化手段解决跨省跨区系统调节成本分摊责任界定模糊、费用传导不畅等问题，促进电力市场调节作用充分发挥。一是丰富跨省跨区辅助服务市场，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的跨省跨区辅助服务费用分摊原则，建立发电主体与受电主体共同参与的辅助服务费用分担机制，疏导电力系统的辅助服务费，降低发电主体的分摊压力，提高跨省跨区辅助服务积极性，挖掘电力系统灵活性调节能力。二是统筹跨省跨区辅助服务市场与省内辅助服务市场，优化完善辅助服务联合市场。通过两级辅助服务市场协同发展，充分发挥火电和水电稳定性和灵活性特征，积极构建火电和抽水蓄能电站等传统调峰机组深度参与跨省跨区交易调峰机制，支持抽水蓄能等调峰机组跨省调用，增强电力跨区域调节能力，做好保障性容量市场建设，改善新能源出力特性和负荷特性，增加新能源消纳空间，促进跨省跨区新能源交易发展。