问题现状： 近年来，我国跨省跨区电力输送规模保持年均两位数增长，四川、内蒙古等清洁能源富集地区外送电量占比明显上升。跨省外送提升能源资源配置效率的同时，也因成本分摊机制不完善带来新的矛盾：送端省份为保障外送电力稳定，需要投入输电通道建设，并提供辅助服务和备用容量等支撑，但涉及的费用目前主要由省内用户承担。 深层原因： 这种“省内补贴外送”的现象，与各地电力市场化改革推进节奏不一有关。系统运行费是保障电网安全运行的重要支出，涵盖辅助服务、容量补偿等成本。现行定价机制对“谁受益、谁承担”的体现不足，使外送电在成本承担上出现缺口，等同于享受了“低成本用网”。以甘肃为例，2023年外送电量同比增长18%，但其承担的省内系统运行费比例不足实际成本的30%。 多重影响： 机制缺陷正在引发连锁反应。其一，增加了送电省份居民和企业的用电负担。某西部省份测算显示，居民电价中约7%用于补贴外送相关成本。其二，削弱了送端省份发展绿电的积极性，部分新能源项目因成本压力推迟落地。其三，长期的成本传导扭曲，可能影响电力市场的公平竞争，进而影响跨省交易的可持续性。 改革对策： 国家发改委近期发布的容量电价新规释放了明确信号。业内专家建议从三上推进：一是建立外送电专项成本核算体系，把外送相关的系统支撑成本算清；二是将系统运行费更充分纳入跨省交易定价机制，推动成本随交易合理分摊；三是试点“点对网”直连项目的费用分摊模式，形成可复制的规则。浙江与宁夏正在探索的“费用共担、利益共享”区域协作机制，也为完善跨省成本分摊提供了参考。 发展前景： 随着新型电力系统建设提速，预计到2025年跨省交易电量将突破2万亿千瓦时。完善成本分摊机制不仅关乎经济账，也关系到“双碳”目标落地的制度支撑。中国能源研究会专家指出，下一步应推动电力现货市场与辅助服务市场协同建设，通过更充分的市场化机制实现成本的合理传导。
省间外送电是全国能源资源优化配置的重要通道，也是绿色低碳转型的重要支撑。外送规模越大、清洁电占比越高，越需要用制度把系统服务的价值说明白，把成本责任分清楚。坚持受益与承担相匹配，让价格更真实反映系统成本，让各方在明确规则下形成稳定预期，才能为全国统一电力市场和新型电力系统建设打下更扎实的基础。