两种输电定价机制下输电公司年收入波动风险分析

金小明，周保荣，王宏，董楠，吴鸿亮，文福拴

(1.南方电网科学研究院，广州市 510080；2.浙江大学电气工程学院，杭州市 310027；3.文莱科技大学电机与电子工程系，文莱斯里巴加湾 BE1410)

两种输电定价机制下输电公司年收入波动风险分析

金小明1，周保荣1，王宏1，董楠1，吴鸿亮1，文福拴2,3

(1.南方电网科学研究院，广州市 510080；2.浙江大学电气工程学院，杭州市 310027；3.文莱科技大学电机与电子工程系，文莱斯里巴加湾 BE1410)

随着采用不同投资模式或融资方式的输电线路建设和投产，输电交易模式趋于复杂化。单一的电量输电定价机制无法适应不断发展的投资和市场运营环境以及输电投资回收的需要，两部制电价机制在原理上则更为适宜。在此背景下，对一部制电量输电定价和两部制输电定价进行了定量分析。首先简要介绍了一部制电量输电价格和两部制输电价格的特点及测算原理，然后对2种价格机制下输电公司的年收入及其波动情况进行了定量分析和比较，并给出了输电收入差值比、收入平均波动率等指标。然后，对两部制电价中输电公司年收入随容量费用分摊比例的变化情况进行了讨论。最后，对南方电网“西电东送”的实际案例进行了分析说明。研究结果表明，采用单一电量电价机制有利于在丰水年偏多时加快输电投资成本回收，而采用两部制电价机制则能够缓解未来枯水年偏多时收入不足的风险。

两部制输电价；输电公司；年收入；波动风险

0 引 言

在国家发改委2005年出台的《上网电价管理暂行办法》中明确规定，在建立区域竞争性电力市场并实行竞价上网后，参与竞争的发电机组主要实行两部制上网电价。在同年出台的《销售电价管理暂行办法》中规定，对工商业及其他用户中受电变压器容量在100 kVA或用电设备装接容量在100 kW及以上的用户，实行两部制电价[1]。这两项规定的出台标志着上网电价和销售电价正由一部制逐渐转向两部制。因此，为了与两部制电价改革的总体方向保持一致，有必要对两部制输电价格进行深入研究。

国内外在两部制电价体系方面做了一些研究工作，但主要是针对发电公司两部制上网电价展开的。文献[2]提出了一种考虑动态辅助容量的两部制电价交易机制，将容量划分为发电容量和动态辅助容量2个部分并分别进行结算，以期对发电公司所承担的辅助服务进行合理补偿。文献[3]基于系统动力学理论，构建了一个由电力供给、电力需求、容量电价与新容量投资4个模块共同组成的电力市场价格模型，并说明了两部制电价构成的合理性。文献[4]提出了一种基于两部制电价的发电权集中撮合交易模式，其核心是按照能体现煤耗成本的电量电价“高低匹配”的原则进行撮合交易，同时在结算时考虑容量电价，使之符合节能调度要求。文献[5]以实行两部制上网电价前后各相关主体利益保持静态不变为原则，引入供求关系调节系数、机组可用率调节系数以及容量电费平衡机制，提出了容量电价和电量电价的设计方案与调整机制。文献[6]在分析了单一制电量电价弊端的基础上，提出基于长期边际成本法确定两部制上网电价的方法。文献[7]针对我国电力市场环境下的独立输配电价问题展开研究，提出了一种新的两部制输配电价传递模型。文献[8]针对基于双边合同的发电权交易模式，构造了两部制电价机制下的发电权双边交易谈判模型。文献[9]针对巴西电力市场的实际情况，设计了适用于不同用户行为的两部制销售电价体系，并说明了两部制电价体系有利于优化网架结构。从上述文献综述可以看出，国内外现有的关于两部制电价的研究工作主要集中在上网电价领域，在两部制输电价格体系方面的研究报道则相对较少。但由于水电丰枯变化，单一制输电价格体系给输电公司带来输电收入波动风险的劣势越来越凸显，两部制输电价格的研究与定量分析就显得尤为重要。对于采用一部制电量输电价格的输电公司在改用两部制输电价格后的收入变化与波动情况、收入与容量费用分摊比例的关系等问题，目前尚未见有关研究报道，但这是确定输电价格体系时需要重点考虑的，也是本文旨在研究的问题。

在上述背景下，分别对一部制电量电价和两部制电价机制下输电公司的年收入及其波动情况进行定量分析与比较，并提出输电收入差值比、收入波动百分比等指标。在此基础上，还对两部制电价中输电公司年收入随容量费用分摊比例的变化情况进行分析。最后，用南方电网“西电东送”实际案例进行说明。

1 输电定价的基本方法

根据对输电成本分配对象的不同，可将输电定价分为2种主要形式，即一部制输电价和两部制输电价。

1.1 一部制输电价

在一部制电价体系中，采用单一价格来回收电网经营方所有成本并获取期望的允许利润。电网经营方的固定费用、折旧和摊销费用、债务的还本付息和股东的股权回报等固定成本与运行和维护费用等可变成本统一体现在单一价格中。可以按照衡量收取输电费用的单位不同，把一部制输电价分为以输送电量为基础的单一制电量电价和以输送功率为基础的单一制容量电价。

1.1.1 单一制电量电价

单一制电量电价是指把输电服务年度总成本C按照输送电量的比例分摊给接受输电服务的每kW·h电量中，形成电量电价。

假设输电通道设计的年利用小时数为T0，通道容量为P0，通道的设计线损率为ρ0，则该通道的年核算落地电量Q0为

Q0=P0T0(1-ρ0)

(1)

则单一制电量电价p1的计算公式为

(2)

1.1.2 单一制容量电价

单一制容量电价是指把输电服务年度总成本C按接受输电服务的各个用户对输电网络的使用程度和通过输电服务从中受益的程度进行分摊，从而形成容量电价。

(3)

1.2 两部制输电价

两部制输电价的基本思想是把输电服务总成本中的一部分分摊到预计通过输电网的每kWh电量中，形成电量电价，用于收回全部可变成本和小部分固定成本；而另一部分则按照输电工程各用户预计对工程使用的情况分摊，形成容量电价，这部分一般与实际的使用量无关，主要用于回收大部分固定成本。

假设在输电服务年度总成本C中，容量费用分摊的比例为K，电量费用分摊的比例为1-K。在两部制输电价中，电量电价p3的计算公式为

(4)

(5)

两部制输电价采用容量电费和电量电费组合的方式来反映电力生产成本中的固定费用和变动费用，符合输电业务的成本特性，遵循制定输电价的补偿成本原则与公平负担原则[10]，有利于充分利用输电设备能力、合理而有效地利用电力资源、引导输电建设工程投资并促进资源优化配置。

2 不同价格机制下输电公司的年收入及波动分析

一般而言，如果输电通道实际年利用小时数T1及实际线损率ρ1与设计年利用小时数T0及设计线损率ρ0完全相同，则无论采取一部制还是两部制电价机制，输电通道每年获得的总收入都等于其输电服务总成本(其中含人工成本和允许投资收益)，即成本能够完全回收。然而，负荷需求是可变的，且水电出力通常受来水丰枯变化的影响，均具有不确定性，因此有些输电通道的实际年利用小时数往往和设计的指标存在差距，这就导致了输电通道每年获得的总收入存在一定程度的波动。下文对不同价格机制下输电通道年收入的大小及波动情况进行定量分析，从而考察采用不同价格机制时对输电公司收入的影响。由于单一制容量电价实际应用较少，本文着重对单一制电量电价与两部制电价的适用性进行分析与比较。

2.1 年收入大小比较

首先考察在2种电价机制下输电通道的年收入与实际年利用小时数T1之间的关系。假设实际线损率ρ1与设计线损率ρ0相等，则由式(1)可知，该通道的实际落地电量Q1为

Q1=P0T1(1-ρ0)

(6)

按式(2)可求得单一制电量电价p1，则输电通道的年收入A1为

(7)

在两部制电价机制下，输电通道的年收入A2包括容量费用和电量费用。前已述及，容量费用分摊的比例为K，则容量费用收入为KC，电量费用收入为由式(4)求得的电量电价p3与实际落地电量Q1的乘积，即

(8)

为比较这2种电价机制下输电公司年实际收入的差异情况，在此引入收入差值比指标B1。该指标的含义为：两部制电价机制下的年收入与单一电量机制下的年收入之差占输电总成本的百分比。该指标的计算公式为

(9)

当B1为正时，采用两部制电价的年收入大于采用单一电量制的情形，反之亦然。B1的绝对值越大，采用这2种机制导致的输电公司年收入差距就越大。

从式(9)还可以看出：当T1>T0时，采用单一电量制时的年收入大于采用两部制时的情形；当T1

上述结论可为合理确定电价机制提供参考。首先对输电通道的历史数据进行分析，如果该通道的实际年利用小时数高于设计值，或者预测未来年份丰水年偏多时，可以采用单一电量机制来加快投资回收。反之，如果输电通道的实际利用小时数低于设计值，或者预测未来年份枯水年偏多时，可考虑采用两部制电价机制以降低未来收入风险。

2.2 年收入波动情形比较

下面考察2种电价机制下的年收入A1和A2相对于实际年利用小时数T1变化的灵敏度。可将A1和A2分别对T1求偏导，可得：

(10)

(11)

为进一步讨论在2种电价机制下，输电通道年平均收入受实际年利用小时数影响的波动程度，参考了文献[11]，引入收入平均波动率指标B2。该指标的含义为：在给定的计算周期内，各年收入波动率的平均值。为求取每年的收入波动率，可先测算每年的实际收入与规划的年收入之差的绝对值，然后用该值除以该给定计算周期内的平均年收入。综上，该指标的计算公式为

(12)

在式(12)中，令K=0即可计算得到单一制电量电价机制下的B2指标。该指标是一个百分比，能够反映所分析的电价机制下年收入的平均波动程度。分别对单一制电量电价机制和两部制电价机制求取B2指标，可知在两部制电价机制下的B2指标值仅为单一制电量电价机制下相关指标的1-K倍。由于一般而言0

在输电公司通过输电收入回收总成本时，不仅要考虑在经营期内的输电总收入是否能够达到预期回收总值，还要兼顾收入的稳定性，分析潜在的收入波动风险。在给定2种电价机制都能在预定期限内满足成本回收的前提下，为缓解收入波动所带来的经营风险，输电公司一般会选择收入相对稳定的电价机制。

2.3 采用两部制电价时输电通道年收入与K值的关系

现在考察两部制电价机制下的年收入A2随容量费用分摊比例K的变化。将A2对K求偏导，即

(13)

存在以下2种情况。

由上述分析可知，当实际年利用小时数T1大于设计年利用小时数T0时，采用两部制电价时输电通道的年收入大于输电总成本C，但随着容量费用分摊比例K的增加，年收入不断减少；当实际年利用小时数T1小于设计的年利用小时数T0时，采用两部制电价时输电通道的年收入小于C，但随着K的增加，年收入不断增大，从而使得缺额部分不断缩小。

上述分析可为确定K值提供参考。如果输电通道的实际年利用小时数一般高于设计值，或者预测未来年份丰水年偏多时，在采用两部制电价机制的情况下，可以适当减小K，以增加实际收入。反之，如果该输电通道的实际年利用小时数一般低于设计值，或者预测未来年份枯水年偏多时，在采用两部制电价机制的情况下，可以适当增大K，以减小实际收入缺额。

在采用两部制电价机制时，可通过对K值进行合理调控，使得输电公司在追求高收入和规避经济风险这2个方面进行折中，从而选取最适当的电价机制。

3 算例分析

下面用实际案例分别对2种电价机制下输电通道的年收入及其波动情况进行定量分析，并对前面介绍的2个指标B1和B2进行测算，进而利用这些指标所反映的经济信息对电价机制的合理选择进行分析。在此基础上，对两部制电价机制下输电通道年收入随容量费用分摊比例K的变化情况进行分析。

选择南方电网“西电东送”主网架中的一条以输送水电为主的输电通道进行测算，测算周期为15年，该输电通道设计的每年回收成本C为5亿元，设计年利用小时数T0与实际年利用小时数T1的分布如图1所示。

3.1 年收入与收入差值比指标B1

给定容量费用分摊比例K为0.3。首先选取测算周期内前5年的数据对分别采用2种电价机制时输电通道的年收入进行分析。

图1 测算周期内输电通道的设计年利用小时数和实际年利用小时数分布Fig.1 Distribution of designed and practical annual utilization hours of transmission channel in a specified period

基于第1—5a的设计年利用小时数和实际年利用小时数，根据式(6)—(9)可求得2种电价机制下输电通道的年收入及收入差值比指标B1，最后得到的测算结果如表1所示。

表1 2种电价机制下输电通道年收入及收入差值比指标
Table 1 Annual income of transmission channel and unbalance rate index under two electricity price mechanisms

从表1可看出，在所测算的5年中有3年的收入差值比指标B1为负值，此时采用单一制电量电价的年收入大于采用两部制电价时的情形，因此在这5年中采用单一制电量电价时，输电公司可获得更高收入。这是由于在这5年中水能资源比较丰富，而设计的年利用小时数又偏低，导致实际利用小时数一般大于设计值。

选取2个典型年做进一步分析。先以第2年为例，采用单一制电量电价和两部制电价时，输电通道年收入分别为5.49亿元和5.35亿元，收入差值比指标B1为-2.97%。一方面，采用这2种电价机制都能满足预期年收入5亿元的目标，对输电公司来讲都可以接受；另一方面，B1为负说明了采用单一制电量电价时，年收入更大。

再看第5年的情形，采用单一制电量电价和两部制电价时，输电通道年收入分别为4.78亿元和4.85亿元，此时B1为1.29%。一方面，采用2种电价机制时都无法满足预期年收入5亿元的目标；另一方面，B1为正说明了在未能满足预期收入的前提下，采用两部制电价时，输电通道的年收入更大。

由上述讨论可知，在选择电价机制时，可以基于过去几年内输电通道规划的执行情况，估计在未来几年内输电通道的实际年利用小时数达到设计值的概率，在此基础上求取收入差值比指标B1的期望值，进而根据其正负来选择合适的电价机制。

3.2 年收入波动情况与收入平均波动率指标B2

同样给定容量费用分摊比例K为0.3，并以5年作为测算周期。根据图1的数据，利用式(12)求取2种电价机制下各个时间段内的收入平均波动率指标B2，计算结果如表2所示。

表2 2种电价机制下各时间段内的收入平均波动率指标
Table 2 Income average fluctuation rate indices in different time periods under two electricity price mechanisms

从表2可看出，在各个时间段内采用两部制电价机制时输电通道的收入平均波动率指标B2，均小于采用单一制电量电价机制时的情况，这说明就收入稳定性而言采用两部制电价优于单一制电价。下面着重分析采用这2种电价机制时在各个时间段内的收入平均波动率指标B2的差别。通过对比不难看出，在第1—5年内采用单一制电价的平均波动率指标在7%～9%，而采用两部制电价的平均波动率指标约在5%～7%，采用这2种机制在平均波动率指标值方面相差不大，均约为2%，这是合理且可以接受的。而到了第11—15年，采用单一制电价的平均波动率指标为18.44%，采用两部制电价的平均波动率指标为12.88%，二者相差5.56%，收入波动均比第1—5年要剧烈。出现这种现象主要是由于该通道以运输水电电量为主，而在这5年中偶发性自然灾害相对严重，洪水及旱灾交替发生，导致输电通道的实际年利用小时数与设计值相差较大，这种实际年利用小时数的相对波动直接导致年收入的波动。在这种情况下，电价机制的设计应该选择波动性较小，收入更为平稳的两部制电价机制，以缓解输电通道成本回收的潜在风险。

3.3 两部制电价机制下输电通道年收入与K值的关系

现在考察两部制电价机制下的输电通道年收入随容量费用分摊比例K的变化，从而为确定两部制电价机制的具体方案提供参考。

取输电通道的设计年利用小时数为3 500 h，这里考察在不同实际年利用小时数T1的情况下采用两部制电价机制时，输电通道的年收入A2随K的变化关系。分别取T1为2 600，2 900，3 200，3 500，3 800，4 100和4 400 h，考察A2随K的变化。由采用两部制电价机制时输电通道的年收入测算方法，可获得在不同T1下A2随K的变化关系曲线，如图2所示。

图2 T1取不同值时，A2随K的变化Fig.2 Relationship between A2 and K when given different values of T1

从图2可看出，当输电通道实际利用小时数大于设计值时(即图2中虚线以上部分)，采用两部制电价时输电通道的年收入始终大于输电成本(5亿元)，但超额部分随K的增加而减小，且实际利用小时数越高，减小的速度越快。因此，如果实际利用小时数一般高于设计值，则可以适当减小K值，以取得高收益。反之，当实际利用小时数小于设计值时(即图2中虚线以下部分)，采用两部制电价时输电通道的年收入始终小于输电成本(5亿元)，但差额部分随K值的增加而增大，且实际利用小时数越低，增大的速度越快。因此，如果实际利用小时数一般低于设计值，则可以适当增加K值，以提高年收入，从而减小低收入风险。

4 结 论

随着电力市场改革的深化，跨省电力交易模式趋于复杂，相关的不确定性因素增多，输电通道的利用小时数和电力交易量更难准确预测，现行的单一制电量电价已无法满足不断发展的市场需求，有必要引入两部制电价机制。

本文对两部制输电价格体系进行了定量分析。为比较采用单一制电量价格和两部制电价机制下输电公司的年收入与波动情况，引入了输电收入差值比和收入平均波动率指标，并利用这2个指标所反映的经济信息对选择合适的电价机制提供支持。此外，还针对采用两部制电价时输电通道年收入随容量费用分摊比例的变化情况进行了分析。采用单一电量电价机制有利于在丰水年偏多时加快投资成本回收，而采用两部制电价机制则能够缓解未来枯水年偏多时的收入不足风险。采用两部制电价机制时，可以通过适当改变容量费用分摊比例来调整输电通道的年收入。

[1]陈政，顾洪源，金小明，等. 确定西电东送共用输电网络利用份额的潮流跟踪方法[J]. 华北电力大学学报 (自然科学版)，2014，41(2)：22-26. CHEN Zheng，GU Hongyuan，JIN Xiaoming，et al. A power flow tracing based approach for determining the usage share of west-to-east power transmission common network[J]. Journal of North China Electric Power University (Natural Science Edition)，2014，41(2)：22-26.

[2]刘嘉佳，刘俊勇，薛禹胜. 考虑动态辅助容量的两部制电价交易机制[J]. 电力系统自动化，2006，30(23)：21-26. LIU Jiajia，LIU Junyong，XUE Yusheng. A two-part tariff system with dynamic ancillary capacity [J]. Automation of Electric Power Systems，2006，30(23)：21-26.

[3]黄健柏，邵留国，张仕璟. 两部制电价与发电容量投资的系统动力学分析[J]. 电力系统及其自动化学报，2007，19(2)：21-27. HUANG Jianbai，SHAO Liuguo，ZHANG Shijing. Analysis of two-part electricity price and generation capacity investment based on system dynamics [J]. Proceedings of the CUS-EPSA，2007，19(2)：21-27.

[4]伍玉林，文福拴，丁剑鹰，等. 基于两部制电价的发电权交易模式[J]. 华北电力大学学报 (自然科学版)，2010，37(5)：16-22. WU Yulin，WEN Fushuan，DING Jianying，et al. A two-part electricity price based generation-right trading mechanism [J]. Journal of North China Electric Power University (Natural Science Edition)，2010，37(5)：16-22.

[5]张森林，孙延明. 基于节能发电调度的两部制上网电价机制设计[J]. 电网技术，2013，37(5)： 1304-1310. ZHANG Senlin，SUN Yanming. Design of two-part grid purchase price mechanism based on energy conservation generation dispatching [J]. Power System Technology，2013，37(5)：1304-1310.

[6]马光文，王黎. 确定两部制上网电价的长期边际成本方法[J]. 电网技术，2002，26(9)：51-54. MA Guangwen，WANG Li. A long term marginal cost method for two-part electricity pricing of power plant [J]. Power System Technology，2002，26(9)：51-54.

[7]王绵斌，谭忠富，乞建勋，等. 我国电力市场环境下两部制输配电价传递模型[J]. 电网技术，2008，32(15)：77-83. WANG Mianbin，TAN Zhongfu，QI Jianxun，et al. A transfer model of two-part transmission and distribution price under electricity market in China[J]. Power System Technology，2008，32(15)：77-83.

[8]林昶咏，文福拴，蒙文川，等. 两部制电价机制下的发电权双边交易谈判模型[J]. 电力建设，2016，37(3)：90-98. LIN Changyong，WEN Fushuan，MENG Wenchuan，et al. Generation-right bilateral transaction negotiation model based on two-part electricity price[J]. Electric Power Construction，2016，37(3)：90-98.

[9]SANTOS P E S，LEME R C，GALVO L. On the electrical two-part tariff：the Brazilian perspective [J]. Energy Policy，2012，40(1)：123-130.

[10]肖霖，张婧. 基于容量机制比较分析的两部制电价方案研究[J]. 电力建设，2008，29(10)： 87-90. XIAO Lin，ZHANG Jing. Study on two-part pricing scheme based on comparison analysis of capacity mechanisms [J]. Electric Power Construction，2008，29(10)：87-90.

[11]HU Z，YU Y，WANG Z，et al. Price forecasting using an integrated approach[C]//Proceedings of the 2004 IEEE International Conference on Electric Utility Deregulation，Restructuring and Power Technologies (DRPT 2004). Hong Kong：IEEE，2004：28-31.

(编辑 景贺峰)

Risk Analysis of Annual Income Fluctuation of Transmission Company under Two Transmission Pricing Mechanisms

JIN Xiaoming1，ZHOU Baorong1，WANG Hong1，DONG Nan1，
WU Hongliang1，WEN Fushuan2,3

(1. Electric Power Research Institute of China Southern Power Gird, Guangzhou 510080, China; 2. School of Electrical Engineering, Zhejiang University, Hangzhou 310027, China; 3. Department of Electrical and Electronic Engineering, Universiti Teknologi Brunei, Bandar Seri Begawan BE1410, Brunei)

With the construction and operation of new transmission lines under different investment or financing modes, transaction modes are becoming more and more complicated. The currently employed electricity quantity based single-part pricing mechanism cannot meet the requirement of the new investment and market environment, and is not consistent with the essential characteristics of transmission investment recovery. The two-part pricing mechanism is more appropriate for transmission pricing. Given this background, this paper quantitatively analyzes the one-part electricity quantity based pricing and two-part transmission pricing. Firstly, we introduce the characteristics and calculating principles of the one-part electricity quantity based pricing and two-part transmission pricing. Then, we carry out the quantitative comparison of annual income and its fluctuation for a given transmission company under two transmission pricing mechanisms, and present two indexes including the unbalance rate and the average fluctuation rate of transmission income. Further we analyze the annual income changes of the transmission company concerned with respect to the capacity income rate in the two-part pricing mechanism. Finally, we adopt an actual transmission line in China Southern Power Gird for demonstration. The research results show that the electricity quantity based single-part pricing mechanism can speed the investment cost recovery in the case with redundant rain in the planning years, while the two-part pricing mechanism is able to mitigate the insufficient income risk in the case with deficient rain in the planning years.

two-part transmission pricing; transmission company; annual income; fluctuation risk

国家重点基础研究发展计划项目(973项目)(2013CB228202)；南方电网科学研究院科技项目(K-KY2012-015)

TM 71；F 426

A

1000-7229(2016)07-0033-07

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.07.005

2016-03-01

金小明(1963)，男，教授级高级工程师，主要从事电力系统规划和电力系统分析方面的研究工作；

周保荣(1974)，男，博士，教授级高级工程师，主要从事电力系统规划、电力系统运行与控制、电力系统可靠性等方面的科研工作；

王宏(1989)，男，硕士，研究员，主要从事电力技术情报与电力市场方面的科研工作；

董楠(1987)，女，硕士，研究员，主要从事电力市场方面的研究工作；

吴鸿亮(1981)，男，博士，高级经济师，主要从事电网项目后评价和经济评价方面的科研工作；

文福拴(1965)，男，博士，教授，博士生导师，主要从事电力系统故障诊断与系统恢复、电力经济与电力市场、智能电网与电动汽车等方面的研究工作。

Project supported by National Basic Research Program of China (973 Program) (2013CB228202)