李俊杰，楊 侃，孫秋潔，葉玲節(jié)，邢單璽，謝 俊

（1. 國網(wǎng)浙江電力有限公司 經(jīng)濟技術研究院，杭州 310008；2. 河海大學 能源與電氣學院，南京 211100）

0 引言

自我國實行電力體制改革以來，輸配電價改革一直是重中之重。合理的輸配電價可以為電網(wǎng)使用者提供準確的價格信號，優(yōu)化資源的配置，促進發(fā)電側(cè)成本的傳導和電力供需的調(diào)節(jié)［1—2］。在雙碳目標、共同富裕等新發(fā)展形勢驅(qū)動下，電價機制在優(yōu)化資源配置、服務能源轉(zhuǎn)型、滿足美好生活需要等方面的作用將愈加重要［3］。

我國輸配電價制定采用成本監(jiān)審和準許收入核定［4］，但在執(zhí)行中強調(diào)降低電價促進用戶生產(chǎn)，產(chǎn)生的問題主要有:輸配電價以單一電量電價為主，只有部分工業(yè)用戶采用兩部制電價，容量電價處于較低水平，容量電價沒有合理確定，水平明顯偏低；兩部制電價使用不充分；目前的體制3 年一個核價周期，缺乏基于情景的電價水平靈活調(diào)整機制。

文獻［5］梳理了國外比較有代表性的德國、英國、法國等在能源轉(zhuǎn)型過程中的電價體系模式，剖析其背后電價變化的原因。文獻［6］介紹英國、美國等典型國家的輸配電價調(diào)整實踐經(jīng)驗。文獻［7］分析了電能送出省的特征及其對輸配電服務定價的影響，提出在輸電環(huán)節(jié)采用潮流追蹤法，在配電環(huán)節(jié)采用分電壓等級郵票法的輸配電定價方法。文獻［8］指出我國電價體系存在的問題，并借鑒了英國的電價機制改革經(jīng)驗。隨著我國新型電力系統(tǒng)的構建，光伏效率大幅提升、儲能成本顯著下降，大量能量自治的微電網(wǎng)涌現(xiàn)，輸配電網(wǎng)負荷率將顯著下降，固定成本難以完全回收、電力用戶負荷率差異大等問題日益凸顯［9］，亟待構建輸配電價新體系。

在上述背景下，本文從新型電力系統(tǒng)構建、輸配電定價機制以及新型電力系統(tǒng)構建對輸配電定價機制新要求等3 個方面出發(fā)。首先，梳理國外典型輸配電電價機制，剖析其特點和規(guī)律。然后，結合某省級電網(wǎng)新型電力系統(tǒng)建設需求，分析構建以容量電價為基礎的輸配電價新體系的必要性。最后，提出構建以容量電價為基礎的輸配電價新體系的思考，并以2021年度某省大工業(yè)用戶的電量數(shù)據(jù)為例，測算以容量電價為主的輸配電價水平，為省級電網(wǎng)輸配電定價機制的設計提供參考。

1 國外輸配電價定價機制特點

自20 世紀90 年代開始，發(fā)達國家就掀起了電力市場改革的熱潮，逐步建立了獨立完善的輸配電價體系，對省級電網(wǎng)制定輸配電價有很強的借鑒意義。

1.1 英國的電價種類及構成

英國的電價主要分為躉售電價（上網(wǎng)電價）、輸電電價、配電電價和零售電價（終端電價）［10］。

英國國家電網(wǎng)的輸電價格和各配電公司的超高壓配電價格采取“點費率”法定價［11］，不同區(qū)域的輸配電價不同，能夠為電網(wǎng)用戶提供明確的位置信號。目前英國分為20 個發(fā)電價區(qū)和14 個負荷價區(qū)，以2022 年1 月為例，各發(fā)電價區(qū)輸電過網(wǎng)費如圖1所示，各負荷價區(qū)過網(wǎng)費如圖2所示［12］。

圖1 各發(fā)電價區(qū)輸電過網(wǎng)費Fig.1 Networktariffs of transmission in each power generation pricing area

圖2 各負荷價區(qū)輸電過網(wǎng)費Fig.2 Transmission network tariffs in each load pricing area

1.1.1 英國輸電價格定價模型

英國輸電價格采取單一制容量電價的價格形式，輸電網(wǎng)采取“并網(wǎng)費+過網(wǎng)費+平衡服務費”的輸電價格體系［13］。

并網(wǎng)費是電網(wǎng)公司為發(fā)電廠及電力用戶提供接入系統(tǒng)服務的價格，主要用于向發(fā)電廠和用戶回收由電網(wǎng)公司投資工程的投資及運維成本。并網(wǎng)費采取淺度回收定價模式，即僅通過并網(wǎng)費回收專用接入資產(chǎn)的成本，而不考慮因發(fā)電廠或用戶并網(wǎng)導致上級電網(wǎng)強化的成本。

過網(wǎng)費由發(fā)電廠和用戶共同承擔?？梢苑譃榕c位置相關的費用和與位置無關的費用，其中與位置相關的費用反映了不同地區(qū)節(jié)點的過網(wǎng)費差異。

平衡服務費的主要目的是為了回收系統(tǒng)提供平衡服務產(chǎn)生的成本，如系統(tǒng)頻率響應服務以及其他輔助服務的成本，不涉及輸電網(wǎng)投資及運維成本回收等與價格監(jiān)管的有關內(nèi)容。

1.1.2 英國配電價格定價模型

英國配電價格采取兩部制電價的價格形式［14］，配電網(wǎng)采取“并網(wǎng)費+過網(wǎng)費”的配電價格體系。為單個用戶的利益而建設的資產(chǎn)，稱為專用資產(chǎn)，由該用戶通過并網(wǎng)費單獨承擔；多個用戶共同使用的公共資產(chǎn)的相關成本根據(jù)各用戶對成本的影響來分攤，這部分成本通過過網(wǎng)費來回收。

1.2 美國的電價種類及構成

美國的電價制度與中國相似，采用季節(jié)差價和峰谷差價，以正確反映供電成本及控制高峰負荷。銷售環(huán)節(jié)電力市場放開，但輸配環(huán)節(jié)電價仍由政府管制，同時采用準許成本加準許收益的方式制定輸配電價，且美國的輸配電價只由用戶承擔［15］。

對于沒有建立電力市場的地區(qū)，如美國科羅拉多州，依舊處于垂直一體化的傳統(tǒng)電力工業(yè)狀態(tài)；而對于電力市場全面放開的地區(qū)，如德州地區(qū)，用戶電費包括向公共事業(yè)公司的電力輸送費用受到德州公共事業(yè)委員會監(jiān)管。

德州電費主要有以下3類［16］:

（1）對于功率小于10 kW 的小用戶，輸配電價僅包括容量費和能量費，如德州Oncor 售電公司收費標準［17］，如表1所示。

表1 美國德州小用戶典型收費標準Table 1 Typical charging standards for small users in Texas,USA

（2）對于中型工商用戶，其收費標準包含容量費和需求費，不收取能量費［18］，如表2所示。這樣做的好處是可以讓用戶用電曲線更為平緩。

表2 美國德州中型的工商用戶典型收費標準Table 2 Typical charging standards for medium-sized industrial and commercial users in Texas,USA

（3）對于大型工商用戶，根據(jù)用戶用電量不同，收費標準也不完全相同［18］，如表3所示。

表3 美國德州大型工商用戶典型收費標準Table 3 Typical charging standards for large industrial and commercial users in Texas，USA

1.3 法國的電價種類及構成

法國輸配電價結構包含合理的運營成本和準許收益［19］。法國輸電價格采取兩部制電價的價格形式，通過電壓等級和利用小時來制定，與電能輸送距離無關，輸電費全部由消費者承擔。

法國輸電價格采用先按電壓等級計算，后按電網(wǎng)利用小時（輸電量∕申請容量）的方法制定輸電電價［20］。法國電價體系最大的特點是重視用戶的選擇權，每位用戶都有多種計價模式可選擇。以高壓大用戶電價為例，根據(jù)用戶負荷率不同，電價分為特高負荷率、高負荷率、中負荷率和低負荷率用電4種，其中電量電價同時采用季度電價和峰谷平電價，如表4和表5所示［21—22］。

表4 法國A類終端用戶銷售電價-1Table 4 Electricity sales price for type A users in France-1

表5 法國A類終端用戶銷售電價-2Table 5 Electricity sales price for type A users in France-2

1.4 小結

表6 比較總結了上述國家輸配電定價方法對比?；谏鲜鰢廨斉潆婋妰r體系，有以下結論:

表6 不同國家輸配電定價方法對比Table 6 Comparison of transmission and distribution pricing methods in different countries

（1）各國根據(jù)自身電力市場的發(fā)展情況，在輸配電分時與分區(qū)定價上采用不同的做法。

（2）歐美發(fā)達國家普遍采用兩部制電價，而采用以容量電價為主的兩部制或單一容量電價的國家需具有兩個共性特征:輸配完全分離（如英國），輸電網(wǎng)不直接擁有終端客戶，其容量電價面向?qū)ο笾饕獮楦黝惻潆娋W(wǎng)公司；輸配雖不分離但終端用戶負荷特性相對同質(zhì)化，負荷特性相對趨同。

（3）各國根據(jù)自身電力市場的發(fā)展情況，在輸配電分時與分區(qū)定價上采用不同的做法，但其核心目標都是為了電網(wǎng)效率的最大化。

2 構建以容量電價為基礎的輸配電價新體系的必要性

未來電網(wǎng)形態(tài)將發(fā)生顛覆性變化，逐步呈現(xiàn)為大電網(wǎng)與微電網(wǎng)并存、集中調(diào)度與自治決策的新形態(tài)［9］。容量電價機制在更好發(fā)揮市場資源配置作用、提升電網(wǎng)效率效益等方面具有更大優(yōu)勢。原因如下:

（1）容量電價機制能更好地適應以容量為基礎的電網(wǎng)投入機制。一方面，輸配電價的核定是以有效資產(chǎn)為主的成本回收機制，而有效資產(chǎn)與電網(wǎng)容量直接相關。除線損外，電網(wǎng)資產(chǎn)、折舊、運維等重要指標，都是以電網(wǎng)容量作為基礎，但目前容量電費占比偏?。?］，無法真實反映電網(wǎng)的投入水平；另一方面，電網(wǎng)的規(guī)劃建設以滿足供電負荷增長需求為主要導向，2019、2020 年某省全社會用電量分別同比增長3.8%、2.6%，而全社會最高負荷分別同比增長6.1%、8.8%［23］，負荷增速明顯高于電量增速，需要更多電網(wǎng)投資用于滿足尖峰負荷需求，電網(wǎng)投資壓力加大。

（2）容量電價機制能更好地體現(xiàn)電網(wǎng)優(yōu)化資源配置的公平和效率。一方面，用戶負荷特性差異較大，局部電網(wǎng)存在負荷率不均衡的問題?；谪摵陕实娜萘侩妰r機制能夠引導用戶，自主優(yōu)化負荷曲線，提升系統(tǒng)總體效率；另一方面，在當前的電價體系下，存在大量的交叉補貼。容量電價機制強化了電價機制與電網(wǎng)投資的強關聯(lián)性，減少因電量波動導致的交叉補貼不確定性，可以推動電網(wǎng)優(yōu)化資源配置的公平和效率。

（3）優(yōu)化容量電價機制更能體現(xiàn)電網(wǎng)的備用支撐價值。隨著分布式新能源的快速發(fā)展，電網(wǎng)在滿足新能源消納、平抑新能源發(fā)電波動方面的投入不斷加大。以風光為代表的新能源裝機占比不斷提高，電網(wǎng)功能將從流量型向備用型轉(zhuǎn)變，而容量電價相比電量電價更能適應電網(wǎng)功能上的重大轉(zhuǎn)變。

（4）容量電價機制能更好地促進分布式電源和儲能的發(fā)展。當前國內(nèi)分布式發(fā)電市場化交易尚未真正落地，共享儲能也因相同的“過網(wǎng)費”價格問題，發(fā)展受到一定制約。而以容量電價代替“過網(wǎng)費”在核算上相對簡單，又能清晰反映分布式對電網(wǎng)資源的占用情況，同時充分利用大電網(wǎng)的平臺價值。

與國外輸配電價相比，目前我國核定的輸配電價較為簡單，僅根據(jù)用戶類型和電壓等級進行區(qū)分，沒有細分輸配電業(yè)務，應當重視用戶的選擇權，為不同用電特征的用戶提供多種計價模式。此外，不同負荷率用戶占用的電力系統(tǒng)容量不同，其承擔的輸配電成本也存在差異，應根據(jù)用戶不同負荷率特性采用基于負荷率的兩部制輸配電價。

3 對構建以容量電價為基礎的輸配電價新體系的思考

容量電價機制是社會資源精準配置的重要市場手段，對建設新型電力系統(tǒng)和共同富裕示范區(qū)具有促進作用。

由于中國仍處于產(chǎn)業(yè)結構轉(zhuǎn)型期，企業(yè)生產(chǎn)特性和負荷差異大，單一的容量電價在能效方面容易產(chǎn)生公平性問題，以電量電價為主的兩部制電價仍將持續(xù)存在。在保障輸配電價水平整體穩(wěn)定的基本原則下，首先應在逐步擴大兩部電價執(zhí)行范圍的基礎上，擴大容量電費占總電費比。其次，在不改變“成本加收益”的輸配電定價方式上，應構建基于負荷率差異的電網(wǎng)動態(tài)容量電價機制，從而解決不同電壓等級、不同效率用戶之間的交叉補貼問題。

3.1 基于負荷率差異的動態(tài)容量電價核心原則

根據(jù)某省電網(wǎng)2020—2022年輸配電價表［24］，原兩部制電價中的基本電價包含“變壓器容量電價”與“最大需量電價”兩種執(zhí)行方式，其實質(zhì)是以75%的負荷率為界的兩階梯動態(tài)容量電價。負荷率分界計算公式如下

式中:LFbound為負荷率分界；PTransformer,capacity為變壓器容量電價；PMaximum,demand為最大需量電價。

基于負荷率差異的電網(wǎng)動態(tài)容量電價機制核心是效率越高、占用電網(wǎng)資產(chǎn)越少的用戶輸配電價越低，如圖3所示［2］。為保證電網(wǎng)投資的合理回收，基準負荷率用戶對應的輸配電價應保證電網(wǎng)“準許收入”（即準許成本+準許收益）的合理回收；最大負荷率用戶對應的輸配電價應保證電網(wǎng)“準許成本”的合理回收。

圖3 基于負荷率差異的電網(wǎng)動態(tài)容量電價定價原則Fig.3 Pricing principle of dynamic capacity electricity price of grid based on load rate difference

3.2 基于負荷率差異的動態(tài)容量電價計算方法

3.2.1 基礎數(shù)據(jù)處理

計算基于負荷率差異的動態(tài)容量電價需要大量用戶的電量數(shù)據(jù)。

將用戶的用電量數(shù)據(jù)按電壓等級10 kV 及以上、35 kV、110 kV、220 kV 及以上進行匯總，匯總的表格至少應該包括日期、表計資產(chǎn)編號、計量點行業(yè)分類、日負荷平均值、日負荷最大值、日用電量、年用電量等數(shù)據(jù)。

3.2.2 用戶負荷率分檔

在獲取用戶負荷數(shù)據(jù)的基礎之上，采用凝聚層次聚類方法［24］，按照5%為間隔對用戶進行分組，每組用戶都為一個系統(tǒng)，計算每組用戶的系統(tǒng)負荷率和系統(tǒng)同時率。

為了設計負荷率輸配電價統(tǒng)一和簡化需要，分檔為:第一檔:0～60%，第二檔:60%～85%，第三檔:85%以上。

3.3 基于負荷率差異的動態(tài)容量電價算例分析

以某省大工業(yè)用戶負荷數(shù)據(jù)為分析樣本［24］，獲取2021 年該省電網(wǎng)輸配電成本監(jiān)審和準許收入核定的情況。總輸配電成本為Cy，容量成本和電量成本分別為Csr、Csd。準許收益記為各電壓等級的總輸配電成本，通過容量電價進行回收，得出基于容量的輸配電價計算如下

式中:bi為第i檔用戶容量成本分攤系數(shù)；ki為第i檔用戶占總成本的回收系數(shù)；H為1個月的小時數(shù)；pmax為系統(tǒng)最大負荷；pmax,i為第i檔用戶最大負荷；Qi為第i檔用戶的用電量；Qs為該電壓等級系統(tǒng)的用電量。

不同用戶負荷率的輸配電價如表7所示。由表7可見，隨著用戶的負荷率增大，按照容量電價計算的輸配電價逐漸減少，從而激勵用戶提高負荷率。

表7 輸配電價（容量電價）計算結果Table 7 Calculation results of transmission and distribution price（capacity price）元（∕kW·月）

以110 kV 容量電價為例，固定準許收益、準許成本增加10%、20%、30%，以及固定準許成本、準許收益增加10%、20%、30%，與原容量電價進行比較，如表8所示。

由表8 可見，準許成本的增加使得基準負荷率和最大負荷率的用戶的容量電價均明顯增長；而隨著準許收益的增長，基準負荷率用戶的容量電價顯著提升，最大負荷率用戶電價變化不明顯。因此基準負荷率用戶電價負責回收電網(wǎng)準許收益，其與最大負荷率用戶電價共同保證電網(wǎng)準許成本的回收。

表8 110 kV輸配電價（容量電價）對比結果Table 8 Comparison results of 110 kV transmission and distribution price（capacity price）

本文所提出的容量收費模式能夠合理回收準許成本和準許收益同時激勵用戶提高負荷率，在提高電網(wǎng)負荷水平的同時保證了投資的足額回收。

4 結束語

我國省級電網(wǎng)容量電價回收的輸配電費在總輸配電費中的占比遠小于實際輸配電固定成本在總輸配電成本中的占比，處于較低水平。構建新型電力系統(tǒng)，加大對分布式光伏、風電等可再生能源的并網(wǎng)，加劇了回收輸配電固定成本的難度?；诖?，本文對英國、美國、德國等國家輸配電電價體系進行了總結，剖析其特點和規(guī)律。然后，結合某省構建新型電力系統(tǒng)的實際情況，對該省構建新型輸配電電價體系提出建議，為省級電網(wǎng)新型電力系統(tǒng)的構建以及輸配電定價機制的設計提供參考。D