金小明，周保榮，王宏，董楠，吳鴻亮，文福拴

(1.南方電網(wǎng)科學(xué)研究院，廣州市 510080；2.浙江大學(xué)電氣工程學(xué)院，杭州市 310027；3.文萊科技大學(xué)電機(jī)與電子工程系，文萊斯里巴加灣 BE1410)

兩種輸電定價(jià)機(jī)制下輸電公司年收入波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)分析

金小明1，周保榮1，王宏1，董楠1，吳鴻亮1，文福拴2,3

(1.南方電網(wǎng)科學(xué)研究院，廣州市 510080；2.浙江大學(xué)電氣工程學(xué)院，杭州市 310027；3.文萊科技大學(xué)電機(jī)與電子工程系，文萊斯里巴加灣 BE1410)

隨著采用不同投資模式或融資方式的輸電線路建設(shè)和投產(chǎn)，輸電交易模式趨于復(fù)雜化。單一的電量輸電定價(jià)機(jī)制無法適應(yīng)不斷發(fā)展的投資和市場運(yùn)營環(huán)境以及輸電投資回收的需要，兩部制電價(jià)機(jī)制在原理上則更為適宜。在此背景下，對一部制電量輸電定價(jià)和兩部制輸電定價(jià)進(jìn)行了定量分析。首先簡要介紹了一部制電量輸電價(jià)格和兩部制輸電價(jià)格的特點(diǎn)及測算原理，然后對2種價(jià)格機(jī)制下輸電公司的年收入及其波動(dòng)情況進(jìn)行了定量分析和比較，并給出了輸電收入差值比、收入平均波動(dòng)率等指標(biāo)。然后，對兩部制電價(jià)中輸電公司年收入隨容量費(fèi)用分?jǐn)偙壤淖兓闆r進(jìn)行了討論。最后，對南方電網(wǎng)“西電東送”的實(shí)際案例進(jìn)行了分析說明。研究結(jié)果表明，采用單一電量電價(jià)機(jī)制有利于在豐水年偏多時(shí)加快輸電投資成本回收，而采用兩部制電價(jià)機(jī)制則能夠緩解未來枯水年偏多時(shí)收入不足的風(fēng)險(xiǎn)。

兩部制輸電價(jià)；輸電公司；年收入；波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)

0 引 言

在國家發(fā)改委2005年出臺(tái)的《上網(wǎng)電價(jià)管理暫行辦法》中明確規(guī)定，在建立區(qū)域競爭性電力市場并實(shí)行競價(jià)上網(wǎng)后，參與競爭的發(fā)電機(jī)組主要實(shí)行兩部制上網(wǎng)電價(jià)。在同年出臺(tái)的《銷售電價(jià)管理暫行辦法》中規(guī)定，對工商業(yè)及其他用戶中受電變壓器容量在100 kVA或用電設(shè)備裝接容量在100 kW及以上的用戶，實(shí)行兩部制電價(jià)[1]。這兩項(xiàng)規(guī)定的出臺(tái)標(biāo)志著上網(wǎng)電價(jià)和銷售電價(jià)正由一部制逐漸轉(zhuǎn)向兩部制。因此，為了與兩部制電價(jià)改革的總體方向保持一致，有必要對兩部制輸電價(jià)格進(jìn)行深入研究。

國內(nèi)外在兩部制電價(jià)體系方面做了一些研究工作，但主要是針對發(fā)電公司兩部制上網(wǎng)電價(jià)展開的。文獻(xiàn)[2]提出了一種考慮動(dòng)態(tài)輔助容量的兩部制電價(jià)交易機(jī)制，將容量劃分為發(fā)電容量和動(dòng)態(tài)輔助容量2個(gè)部分并分別進(jìn)行結(jié)算，以期對發(fā)電公司所承擔(dān)的輔助服務(wù)進(jìn)行合理補(bǔ)償。文獻(xiàn)[3]基于系統(tǒng)動(dòng)力學(xué)理論，構(gòu)建了一個(gè)由電力供給、電力需求、容量電價(jià)與新容量投資4個(gè)模塊共同組成的電力市場價(jià)格模型，并說明了兩部制電價(jià)構(gòu)成的合理性。文獻(xiàn)[4]提出了一種基于兩部制電價(jià)的發(fā)電權(quán)集中撮合交易模式，其核心是按照能體現(xiàn)煤耗成本的電量電價(jià)“高低匹配”的原則進(jìn)行撮合交易，同時(shí)在結(jié)算時(shí)考慮容量電價(jià)，使之符合節(jié)能調(diào)度要求。文獻(xiàn)[5]以實(shí)行兩部制上網(wǎng)電價(jià)前后各相關(guān)主體利益保持靜態(tài)不變?yōu)樵瓌t，引入供求關(guān)系調(diào)節(jié)系數(shù)、機(jī)組可用率調(diào)節(jié)系數(shù)以及容量電費(fèi)平衡機(jī)制，提出了容量電價(jià)和電量電價(jià)的設(shè)計(jì)方案與調(diào)整機(jī)制。文獻(xiàn)[6]在分析了單一制電量電價(jià)弊端的基礎(chǔ)上，提出基于長期邊際成本法確定兩部制上網(wǎng)電價(jià)的方法。文獻(xiàn)[7]針對我國電力市場環(huán)境下的獨(dú)立輸配電價(jià)問題展開研究，提出了一種新的兩部制輸配電價(jià)傳遞模型。文獻(xiàn)[8]針對基于雙邊合同的發(fā)電權(quán)交易模式，構(gòu)造了兩部制電價(jià)機(jī)制下的發(fā)電權(quán)雙邊交易談判模型。文獻(xiàn)[9]針對巴西電力市場的實(shí)際情況，設(shè)計(jì)了適用于不同用戶行為的兩部制銷售電價(jià)體系，并說明了兩部制電價(jià)體系有利于優(yōu)化網(wǎng)架結(jié)構(gòu)。從上述文獻(xiàn)綜述可以看出，國內(nèi)外現(xiàn)有的關(guān)于兩部制電價(jià)的研究工作主要集中在上網(wǎng)電價(jià)領(lǐng)域，在兩部制輸電價(jià)格體系方面的研究報(bào)道則相對較少。但由于水電豐枯變化，單一制輸電價(jià)格體系給輸電公司帶來輸電收入波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)的劣勢越來越凸顯，兩部制輸電價(jià)格的研究與定量分析就顯得尤為重要。對于采用一部制電量輸電價(jià)格的輸電公司在改用兩部制輸電價(jià)格后的收入變化與波動(dòng)情況、收入與容量費(fèi)用分?jǐn)偙壤年P(guān)系等問題，目前尚未見有關(guān)研究報(bào)道，但這是確定輸電價(jià)格體系時(shí)需要重點(diǎn)考慮的，也是本文旨在研究的問題。

在上述背景下，分別對一部制電量電價(jià)和兩部制電價(jià)機(jī)制下輸電公司的年收入及其波動(dòng)情況進(jìn)行定量分析與比較，并提出輸電收入差值比、收入波動(dòng)百分比等指標(biāo)。在此基礎(chǔ)上，還對兩部制電價(jià)中輸電公司年收入隨容量費(fèi)用分?jǐn)偙壤淖兓闆r進(jìn)行分析。最后，用南方電網(wǎng)“西電東送”實(shí)際案例進(jìn)行說明。

1 輸電定價(jià)的基本方法

根據(jù)對輸電成本分配對象的不同，可將輸電定價(jià)分為2種主要形式，即一部制輸電價(jià)和兩部制輸電價(jià)。

1.1 一部制輸電價(jià)

在一部制電價(jià)體系中，采用單一價(jià)格來回收電網(wǎng)經(jīng)營方所有成本并獲取期望的允許利潤。電網(wǎng)經(jīng)營方的固定費(fèi)用、折舊和攤銷費(fèi)用、債務(wù)的還本付息和股東的股權(quán)回報(bào)等固定成本與運(yùn)行和維護(hù)費(fèi)用等可變成本統(tǒng)一體現(xiàn)在單一價(jià)格中?？梢园凑蘸饬渴杖≥旊娰M(fèi)用的單位不同，把一部制輸電價(jià)分為以輸送電量為基礎(chǔ)的單一制電量電價(jià)和以輸送功率為基礎(chǔ)的單一制容量電價(jià)。

1.1.1 單一制電量電價(jià)

單一制電量電價(jià)是指把輸電服務(wù)年度總成本C按照輸送電量的比例分?jǐn)偨o接受輸電服務(wù)的每kW·h電量中，形成電量電價(jià)。

假設(shè)輸電通道設(shè)計(jì)的年利用小時(shí)數(shù)為T0，通道容量為P0，通道的設(shè)計(jì)線損率為ρ0，則該通道的年核算落地電量Q0為

Q0=P0T0(1-ρ0)

(1)

則單一制電量電價(jià)p1的計(jì)算公式為

(2)

1.1.2 單一制容量電價(jià)

單一制容量電價(jià)是指把輸電服務(wù)年度總成本C按接受輸電服務(wù)的各個(gè)用戶對輸電網(wǎng)絡(luò)的使用程度和通過輸電服務(wù)從中受益的程度進(jìn)行分?jǐn)?，從而形成容量電價(jià)。

(3)

1.2 兩部制輸電價(jià)

兩部制輸電價(jià)的基本思想是把輸電服務(wù)總成本中的一部分分?jǐn)偟筋A(yù)計(jì)通過輸電網(wǎng)的每kWh電量中，形成電量電價(jià)，用于收回全部可變成本和小部分固定成本；而另一部分則按照輸電工程各用戶預(yù)計(jì)對工程使用的情況分?jǐn)?，形成容量電價(jià)，這部分一般與實(shí)際的使用量無關(guān)，主要用于回收大部分固定成本。

假設(shè)在輸電服務(wù)年度總成本C中，容量費(fèi)用分?jǐn)偟谋壤秊镵，電量費(fèi)用分?jǐn)偟谋壤秊?-K。在兩部制輸電價(jià)中，電量電價(jià)p3的計(jì)算公式為

(4)

(5)

兩部制輸電價(jià)采用容量電費(fèi)和電量電費(fèi)組合的方式來反映電力生產(chǎn)成本中的固定費(fèi)用和變動(dòng)費(fèi)用，符合輸電業(yè)務(wù)的成本特性，遵循制定輸電價(jià)的補(bǔ)償成本原則與公平負(fù)擔(dān)原則[10]，有利于充分利用輸電設(shè)備能力、合理而有效地利用電力資源、引導(dǎo)輸電建設(shè)工程投資并促進(jìn)資源優(yōu)化配置。

2 不同價(jià)格機(jī)制下輸電公司的年收入及波動(dòng)分析

一般而言，如果輸電通道實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)T1及實(shí)際線損率ρ1與設(shè)計(jì)年利用小時(shí)數(shù)T0及設(shè)計(jì)線損率ρ0完全相同，則無論采取一部制還是兩部制電價(jià)機(jī)制，輸電通道每年獲得的總收入都等于其輸電服務(wù)總成本(其中含人工成本和允許投資收益)，即成本能夠完全回收。然而，負(fù)荷需求是可變的，且水電出力通常受來水豐枯變化的影響，均具有不確定性，因此有些輸電通道的實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)往往和設(shè)計(jì)的指標(biāo)存在差距，這就導(dǎo)致了輸電通道每年獲得的總收入存在一定程度的波動(dòng)。下文對不同價(jià)格機(jī)制下輸電通道年收入的大小及波動(dòng)情況進(jìn)行定量分析，從而考察采用不同價(jià)格機(jī)制時(shí)對輸電公司收入的影響。由于單一制容量電價(jià)實(shí)際應(yīng)用較少，本文著重對單一制電量電價(jià)與兩部制電價(jià)的適用性進(jìn)行分析與比較。

2.1 年收入大小比較

首先考察在2種電價(jià)機(jī)制下輸電通道的年收入與實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)T1之間的關(guān)系。假設(shè)實(shí)際線損率ρ1與設(shè)計(jì)線損率ρ0相等，則由式(1)可知，該通道的實(shí)際落地電量Q1為

Q1=P0T1(1-ρ0)

(6)

按式(2)可求得單一制電量電價(jià)p1，則輸電通道的年收入A1為

(7)

在兩部制電價(jià)機(jī)制下，輸電通道的年收入A2包括容量費(fèi)用和電量費(fèi)用。前已述及，容量費(fèi)用分?jǐn)偟谋壤秊镵，則容量費(fèi)用收入為KC，電量費(fèi)用收入為由式(4)求得的電量電價(jià)p3與實(shí)際落地電量Q1的乘積，即

(8)

為比較這2種電價(jià)機(jī)制下輸電公司年實(shí)際收入的差異情況，在此引入收入差值比指標(biāo)B1。該指標(biāo)的含義為：兩部制電價(jià)機(jī)制下的年收入與單一電量機(jī)制下的年收入之差占輸電總成本的百分比。該指標(biāo)的計(jì)算公式為

(9)

當(dāng)B1為正時(shí)，采用兩部制電價(jià)的年收入大于采用單一電量制的情形，反之亦然。B1的絕對值越大，采用這2種機(jī)制導(dǎo)致的輸電公司年收入差距就越大。

從式(9)還可以看出：當(dāng)T1>T0時(shí)，采用單一電量制時(shí)的年收入大于采用兩部制時(shí)的情形；當(dāng)T1

上述結(jié)論可為合理確定電價(jià)機(jī)制提供參考。首先對輸電通道的歷史數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，如果該通道的實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)高于設(shè)計(jì)值，或者預(yù)測未來年份豐水年偏多時(shí)，可以采用單一電量機(jī)制來加快投資回收。反之，如果輸電通道的實(shí)際利用小時(shí)數(shù)低于設(shè)計(jì)值，或者預(yù)測未來年份枯水年偏多時(shí)，可考慮采用兩部制電價(jià)機(jī)制以降低未來收入風(fēng)險(xiǎn)。

2.2 年收入波動(dòng)情形比較

下面考察2種電價(jià)機(jī)制下的年收入A1和A2相對于實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)T1變化的靈敏度。可將A1和A2分別對T1求偏導(dǎo)，可得：

(10)

(11)

為進(jìn)一步討論在2種電價(jià)機(jī)制下，輸電通道年平均收入受實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)影響的波動(dòng)程度，參考了文獻(xiàn)[11]，引入收入平均波動(dòng)率指標(biāo)B2。該指標(biāo)的含義為：在給定的計(jì)算周期內(nèi)，各年收入波動(dòng)率的平均值。為求取每年的收入波動(dòng)率，可先測算每年的實(shí)際收入與規(guī)劃的年收入之差的絕對值，然后用該值除以該給定計(jì)算周期內(nèi)的平均年收入。綜上，該指標(biāo)的計(jì)算公式為

(12)

在式(12)中，令K=0即可計(jì)算得到單一制電量電價(jià)機(jī)制下的B2指標(biāo)。該指標(biāo)是一個(gè)百分比，能夠反映所分析的電價(jià)機(jī)制下年收入的平均波動(dòng)程度。分別對單一制電量電價(jià)機(jī)制和兩部制電價(jià)機(jī)制求取B2指標(biāo)，可知在兩部制電價(jià)機(jī)制下的B2指標(biāo)值僅為單一制電量電價(jià)機(jī)制下相關(guān)指標(biāo)的1-K倍。由于一般而言0

在輸電公司通過輸電收入回收總成本時(shí)，不僅要考慮在經(jīng)營期內(nèi)的輸電總收入是否能夠達(dá)到預(yù)期回收總值，還要兼顧收入的穩(wěn)定性，分析潛在的收入波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)。在給定2種電價(jià)機(jī)制都能在預(yù)定期限內(nèi)滿足成本回收的前提下，為緩解收入波動(dòng)所帶來的經(jīng)營風(fēng)險(xiǎn)，輸電公司一般會(huì)選擇收入相對穩(wěn)定的電價(jià)機(jī)制。

2.3 采用兩部制電價(jià)時(shí)輸電通道年收入與K值的關(guān)系

現(xiàn)在考察兩部制電價(jià)機(jī)制下的年收入A2隨容量費(fèi)用分?jǐn)偙壤齂的變化。將A2對K求偏導(dǎo)，即

(13)

存在以下2種情況。

由上述分析可知，當(dāng)實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)T1大于設(shè)計(jì)年利用小時(shí)數(shù)T0時(shí)，采用兩部制電價(jià)時(shí)輸電通道的年收入大于輸電總成本C，但隨著容量費(fèi)用分?jǐn)偙壤齂的增加，年收入不斷減少；當(dāng)實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)T1小于設(shè)計(jì)的年利用小時(shí)數(shù)T0時(shí)，采用兩部制電價(jià)時(shí)輸電通道的年收入小于C，但隨著K的增加，年收入不斷增大，從而使得缺額部分不斷縮小。

上述分析可為確定K值提供參考。如果輸電通道的實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)一般高于設(shè)計(jì)值，或者預(yù)測未來年份豐水年偏多時(shí)，在采用兩部制電價(jià)機(jī)制的情況下，可以適當(dāng)減小K，以增加實(shí)際收入。反之，如果該輸電通道的實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)一般低于設(shè)計(jì)值，或者預(yù)測未來年份枯水年偏多時(shí)，在采用兩部制電價(jià)機(jī)制的情況下，可以適當(dāng)增大K，以減小實(shí)際收入缺額。

在采用兩部制電價(jià)機(jī)制時(shí)，可通過對K值進(jìn)行合理調(diào)控，使得輸電公司在追求高收入和規(guī)避經(jīng)濟(jì)風(fēng)險(xiǎn)這2個(gè)方面進(jìn)行折中，從而選取最適當(dāng)?shù)碾妰r(jià)機(jī)制。

3 算例分析

下面用實(shí)際案例分別對2種電價(jià)機(jī)制下輸電通道的年收入及其波動(dòng)情況進(jìn)行定量分析，并對前面介紹的2個(gè)指標(biāo)B1和B2進(jìn)行測算，進(jìn)而利用這些指標(biāo)所反映的經(jīng)濟(jì)信息對電價(jià)機(jī)制的合理選擇進(jìn)行分析。在此基礎(chǔ)上，對兩部制電價(jià)機(jī)制下輸電通道年收入隨容量費(fèi)用分?jǐn)偙壤齂的變化情況進(jìn)行分析。

選擇南方電網(wǎng)“西電東送”主網(wǎng)架中的一條以輸送水電為主的輸電通道進(jìn)行測算，測算周期為15年，該輸電通道設(shè)計(jì)的每年回收成本C為5億元，設(shè)計(jì)年利用小時(shí)數(shù)T0與實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)T1的分布如圖1所示。

3.1 年收入與收入差值比指標(biāo)B1

給定容量費(fèi)用分?jǐn)偙壤齂為0.3。首先選取測算周期內(nèi)前5年的數(shù)據(jù)對分別采用2種電價(jià)機(jī)制時(shí)輸電通道的年收入進(jìn)行分析。

圖1 測算周期內(nèi)輸電通道的設(shè)計(jì)年利用小時(shí)數(shù)和實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)分布Fig.1 Distribution of designed and practical annual utilization hours of transmission channel in a specified period

基于第1—5a的設(shè)計(jì)年利用小時(shí)數(shù)和實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)，根據(jù)式(6)—(9)可求得2種電價(jià)機(jī)制下輸電通道的年收入及收入差值比指標(biāo)B1，最后得到的測算結(jié)果如表1所示。

表1 2種電價(jià)機(jī)制下輸電通道年收入及收入差值比指標(biāo)
Table 1 Annual income of transmission channel and unbalance rate index under two electricity price mechanisms

從表1可看出，在所測算的5年中有3年的收入差值比指標(biāo)B1為負(fù)值，此時(shí)采用單一制電量電價(jià)的年收入大于采用兩部制電價(jià)時(shí)的情形，因此在這5年中采用單一制電量電價(jià)時(shí)，輸電公司可獲得更高收入。這是由于在這5年中水能資源比較豐富，而設(shè)計(jì)的年利用小時(shí)數(shù)又偏低，導(dǎo)致實(shí)際利用小時(shí)數(shù)一般大于設(shè)計(jì)值。

選取2個(gè)典型年做進(jìn)一步分析。先以第2年為例，采用單一制電量電價(jià)和兩部制電價(jià)時(shí)，輸電通道年收入分別為5.49億元和5.35億元，收入差值比指標(biāo)B1為-2.97%。一方面，采用這2種電價(jià)機(jī)制都能滿足預(yù)期年收入5億元的目標(biāo)，對輸電公司來講都可以接受；另一方面，B1為負(fù)說明了采用單一制電量電價(jià)時(shí)，年收入更大。

再看第5年的情形，采用單一制電量電價(jià)和兩部制電價(jià)時(shí)，輸電通道年收入分別為4.78億元和4.85億元，此時(shí)B1為1.29%。一方面，采用2種電價(jià)機(jī)制時(shí)都無法滿足預(yù)期年收入5億元的目標(biāo)；另一方面，B1為正說明了在未能滿足預(yù)期收入的前提下，采用兩部制電價(jià)時(shí)，輸電通道的年收入更大。

由上述討論可知，在選擇電價(jià)機(jī)制時(shí)，可以基于過去幾年內(nèi)輸電通道規(guī)劃的執(zhí)行情況，估計(jì)在未來幾年內(nèi)輸電通道的實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)達(dá)到設(shè)計(jì)值的概率，在此基礎(chǔ)上求取收入差值比指標(biāo)B1的期望值，進(jìn)而根據(jù)其正負(fù)來選擇合適的電價(jià)機(jī)制。

3.2 年收入波動(dòng)情況與收入平均波動(dòng)率指標(biāo)B2

同樣給定容量費(fèi)用分?jǐn)偙壤齂為0.3，并以5年作為測算周期。根據(jù)圖1的數(shù)據(jù)，利用式(12)求取2種電價(jià)機(jī)制下各個(gè)時(shí)間段內(nèi)的收入平均波動(dòng)率指標(biāo)B2，計(jì)算結(jié)果如表2所示。

表2 2種電價(jià)機(jī)制下各時(shí)間段內(nèi)的收入平均波動(dòng)率指標(biāo)
Table 2 Income average fluctuation rate indices in different time periods under two electricity price mechanisms

從表2可看出，在各個(gè)時(shí)間段內(nèi)采用兩部制電價(jià)機(jī)制時(shí)輸電通道的收入平均波動(dòng)率指標(biāo)B2，均小于采用單一制電量電價(jià)機(jī)制時(shí)的情況，這說明就收入穩(wěn)定性而言采用兩部制電價(jià)優(yōu)于單一制電價(jià)。下面著重分析采用這2種電價(jià)機(jī)制時(shí)在各個(gè)時(shí)間段內(nèi)的收入平均波動(dòng)率指標(biāo)B2的差別。通過對比不難看出，在第1—5年內(nèi)采用單一制電價(jià)的平均波動(dòng)率指標(biāo)在7%～9%，而采用兩部制電價(jià)的平均波動(dòng)率指標(biāo)約在5%～7%，采用這2種機(jī)制在平均波動(dòng)率指標(biāo)值方面相差不大，均約為2%，這是合理且可以接受的。而到了第11—15年，采用單一制電價(jià)的平均波動(dòng)率指標(biāo)為18.44%，采用兩部制電價(jià)的平均波動(dòng)率指標(biāo)為12.88%，二者相差5.56%，收入波動(dòng)均比第1—5年要?jiǎng)×?。出現(xiàn)這種現(xiàn)象主要是由于該通道以運(yùn)輸水電電量為主，而在這5年中偶發(fā)性自然災(zāi)害相對嚴(yán)重，洪水及旱災(zāi)交替發(fā)生，導(dǎo)致輸電通道的實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)與設(shè)計(jì)值相差較大，這種實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)的相對波動(dòng)直接導(dǎo)致年收入的波動(dòng)。在這種情況下，電價(jià)機(jī)制的設(shè)計(jì)應(yīng)該選擇波動(dòng)性較小，收入更為平穩(wěn)的兩部制電價(jià)機(jī)制，以緩解輸電通道成本回收的潛在風(fēng)險(xiǎn)。

3.3 兩部制電價(jià)機(jī)制下輸電通道年收入與K值的關(guān)系

現(xiàn)在考察兩部制電價(jià)機(jī)制下的輸電通道年收入隨容量費(fèi)用分?jǐn)偙壤齂的變化，從而為確定兩部制電價(jià)機(jī)制的具體方案提供參考。

取輸電通道的設(shè)計(jì)年利用小時(shí)數(shù)為3 500 h，這里考察在不同實(shí)際年利用小時(shí)數(shù)T1的情況下采用兩部制電價(jià)機(jī)制時(shí)，輸電通道的年收入A2隨K的變化關(guān)系。分別取T1為2 600，2 900，3 200，3 500，3 800，4 100和4 400 h，考察A2隨K的變化。由采用兩部制電價(jià)機(jī)制時(shí)輸電通道的年收入測算方法，可獲得在不同T1下A2隨K的變化關(guān)系曲線，如圖2所示。

圖2 T1取不同值時(shí)，A2隨K的變化Fig.2 Relationship between A2 and K when given different values of T1

從圖2可看出，當(dāng)輸電通道實(shí)際利用小時(shí)數(shù)大于設(shè)計(jì)值時(shí)(即圖2中虛線以上部分)，采用兩部制電價(jià)時(shí)輸電通道的年收入始終大于輸電成本(5億元)，但超額部分隨K的增加而減小，且實(shí)際利用小時(shí)數(shù)越高，減小的速度越快。因此，如果實(shí)際利用小時(shí)數(shù)一般高于設(shè)計(jì)值，則可以適當(dāng)減小K值，以取得高收益。反之，當(dāng)實(shí)際利用小時(shí)數(shù)小于設(shè)計(jì)值時(shí)(即圖2中虛線以下部分)，采用兩部制電價(jià)時(shí)輸電通道的年收入始終小于輸電成本(5億元)，但差額部分隨K值的增加而增大，且實(shí)際利用小時(shí)數(shù)越低，增大的速度越快。因此，如果實(shí)際利用小時(shí)數(shù)一般低于設(shè)計(jì)值，則可以適當(dāng)增加K值，以提高年收入，從而減小低收入風(fēng)險(xiǎn)。

4 結(jié) 論

隨著電力市場改革的深化，跨省電力交易模式趨于復(fù)雜，相關(guān)的不確定性因素增多，輸電通道的利用小時(shí)數(shù)和電力交易量更難準(zhǔn)確預(yù)測，現(xiàn)行的單一制電量電價(jià)已無法滿足不斷發(fā)展的市場需求，有必要引入兩部制電價(jià)機(jī)制。

本文對兩部制輸電價(jià)格體系進(jìn)行了定量分析。為比較采用單一制電量價(jià)格和兩部制電價(jià)機(jī)制下輸電公司的年收入與波動(dòng)情況，引入了輸電收入差值比和收入平均波動(dòng)率指標(biāo)，并利用這2個(gè)指標(biāo)所反映的經(jīng)濟(jì)信息對選擇合適的電價(jià)機(jī)制提供支持。此外，還針對采用兩部制電價(jià)時(shí)輸電通道年收入隨容量費(fèi)用分?jǐn)偙壤淖兓闆r進(jìn)行了分析。采用單一電量電價(jià)機(jī)制有利于在豐水年偏多時(shí)加快投資成本回收，而采用兩部制電價(jià)機(jī)制則能夠緩解未來枯水年偏多時(shí)的收入不足風(fēng)險(xiǎn)。采用兩部制電價(jià)機(jī)制時(shí)，可以通過適當(dāng)改變?nèi)萘抠M(fèi)用分?jǐn)偙壤齺碚{(diào)整輸電通道的年收入。

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(編輯 景賀峰)

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

國家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃項(xiàng)目(973項(xiàng)目)(2013CB228202)；南方電網(wǎng)科學(xué)研究院科技項(xiàng)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，教授級(jí)高級(jí)工程師，主要從事電力系統(tǒng)規(guī)劃和電力系統(tǒng)分析方面的研究工作；

周保榮(1974)，男，博士，教授級(jí)高級(jí)工程師，主要從事電力系統(tǒng)規(guī)劃、電力系統(tǒng)運(yùn)行與控制、電力系統(tǒng)可靠性等方面的科研工作；

王宏(1989)，男，碩士，研究員，主要從事電力技術(shù)情報(bào)與電力市場方面的科研工作；

董楠(1987)，女，碩士，研究員，主要從事電力市場方面的研究工作；

吳鴻亮(1981)，男，博士，高級(jí)經(jīng)濟(jì)師，主要從事電網(wǎng)項(xiàng)目后評(píng)價(jià)和經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方面的科研工作；

文福拴(1965)，男，博士，教授，博士生導(dǎo)師，主要從事電力系統(tǒng)故障診斷與系統(tǒng)恢復(fù)、電力經(jīng)濟(jì)與電力市場、智能電網(wǎng)與電動(dòng)汽車等方面的研究工作。

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