增量配电网差异化配电价格模型研究与应用

钱佳佳，陆晓芬，冯 昊，王慧芳

（1.浙江大学电气工程学院，杭州 310027；2.浙江省电力有限公司经济技术研究院，杭州 310008）

0 引言

随着新一轮电力改革的推进，增量配电网逐步向社会资本放开，投资收益将是社会资本考虑的重要因素。增量配电网配电价格的制定直接影响投资收益大小，需重点研究。2017 年12 月，国家发改委发布《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，要求省级价格主管部门制定并公布配电区域内电力用户与配电网结算的分电压等级、分用户类别配电价格。配电网企业可结合负荷率等因素制定配电价格套餐，由电力用户选择执行，但其水平不得超过省级价格主管部门制定的该类用户所在电压等级的输配电价。配电价格确定前，电力用户与配电网结算的输配电价暂按其接入电压等级对应的现行省级电网输配电价执行[1]。目前我国正在推行以准许成本加合理收益为定价原则的输配电价改革，历经试点破冰、扩围提速到全面覆盖，32 个省级电网输配电价核定工作全部完成，但各省核定的输配电价差距较大，且核定结果也不尽合理。若增量配电网配电价格统一按现行省级电网输配电价执行，则无法实现不同负荷特性的用户差异化电价，可能会降低用户积极性。因此对于配电网企业，如何制定合理的配电价格模型，既能保证配电网企业的成本回收和合理收益，又能实现不同负荷特性的用户差异化电价，成为目前亟待解决的问题。

针对增量配电网配电价格，目前研究多侧重于定价机制和模式的探讨，而对增量配电网配电价格进行建模和求解的文献不多。如文献[2-4]梳理了输配电价改革与深化电力体制改革的关系，分析了我国输配电价改革进程、特点以及面临的机遇挑战，对输配电价核定提出了相关建议，但并未提出具体的电价模型；文献[5]根据输配电价改革的政策方案，建立了省级电网输配电价的核算模型，但该模型适用于省级电网输配电价核定，并不一定适用于配电网企业针对电力用户制定的配电价格方案；文献[6]提出了基于全寿命周期成本的增量配电价格测算方法，在成本核算时，综合考虑设备投资成本、运行成本、故障成本和报废成本以及系统的线损成本和缺电成本，真实反映了项目全寿命周期的成本，但该方法并未针对不同电力用户的负荷特性制定差异化配电价格。

鉴于此，本文提出了一种可针对不同增量配电网项目以及不同负荷特性的电力用户制定差异化配电价格的增量配电网配电价格制定模型，并利用全寿命周期成本理论和综合权重计算方法对模型进行了求解，最后以某增量配电网项目作为算例进行了应用，并对不同网架方案下的配电价格核定结果进行了比较分析。

1 增量配电网差异化配电价格模型

根据《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，增量配电网配电价格的制定和省级电网输配电价核定方法总体相似，以“准许成本加合理收益”为原则，形成与新增投资、电量变化、供电可靠性和服务质量等因素挂钩的浮动调价机制[7]。本文提出的增量配电网差异化配电价格模型，将配电价格分为基本配电价格和附加配电价格两部分，模型如下：

式中：Ms为配电网企业向该增量配电网项目中负荷节点s 处用户收取的配电价格，其值不得超过省级价格主管部门制定的该类用户所在电压等级的输配电价格；Mb为基本配电价格，本文拟按照“准许成本加合理收益”原则，根据项目全寿命周期成本和基准收益进行核定；Msf为负荷节点s 处用户的附加配电价格，根据不同电力用户的负荷特性进行差异化制定。

本文选取负荷节点s 的负荷率ηs、供电可靠率ASAIs和平均用电量Qs作为负荷特性因素。对于高负荷率、低供电可靠率和大用电量用户，制定较低的附加配电价格；而对于低负荷率、高供电可靠率和小用电量用户，制定较高的附加配电价格，从而实现不同负荷特性的用户差异化电价。由于3 个特性因素量纲不同，需对其进行标准化处理。设上述3 个特性因素作标准化处理后得到相应的归一化变量ηs′，ASAIs′和Qs′；本文假设Msf与归一化变量ηs′，ASAIs′和Qs′线性相关，Kf1，Kf2和Kf3分别为上述归一化变量的综合权重；Kf为附加配电价格系数，反映了附加配电价格在总配电价格中的占比。

2 模型求解

2.1 基本配电价格核定

按照“准许成本加合理收益”原则，对基本配电价格进行核定。其中准许成本考虑增量配电网项目全寿命周期成本；合理收益考虑配电网企业对投资项目的基准收益率[8]，即可接受的投资项目最低标准的收益水平。

对于增量配电网全寿命周期成本，可按如下公式计算：

式中：LCC 为增量配电网全寿命周期成本；IC 为建设成本；OC 为运维成本；FC 为故障成本；DC为报废成本。

（1）建设成本。指增量配电网所付出的初始投资成本。该成本发生在寿命周期初期，属于一次性投入成本，主要包括设备购置费、建筑工程费、安装调试费等。

（2）运维成本。包含增量配电网日常运行维护所需要的材料费、检修费、人工费等以及运行损耗成本。运维成本贯穿于整个寿命周期，每年均会发生。年度日常运行维护费用可按一定的运维费用率估算；年度运行损耗成本可通过估算增量配电网年平均运行损耗电量得到。

（3）故障成本。指由于设备故障中断供电所造成的停电损失成本。故障成本亦贯穿于整个寿命周期，每年均会发生。年度故障成本可通过估算年平均缺失电量总和以及单位缺电成本而得到。各负荷节点的年平均缺失电量可采用故障元件枚举法[9]，根据配电网元件故障导致用户的停电时间来估算。

（4）报废成本。发生在全寿命周期的最后一年年末，主要包括设备报废处理费用和设备残值，分别按设备报废处理费用率和设备残值率估算。

对于配电网企业，增量配电网运营的主要收益是配电服务费用。另外，随着技术持续进步、政策不断完善、成本显著降低，分布式发电规模日益增大，与传统大容量集中式发电一起向各类用户提供电能。2017 年10 月，国家发改委发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，鼓励分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，同时向电网企业支付“过网费”。过网费核定前，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价格收取[10]。因此配电网企业收益由两部分组成，一部分为用户使用由配电网供电的电量所产生的配电服务费，另一部分为用户使用分布式电源所交的过网费，设Rt为配电网企业年度收益，计算公式如下：

式中：T 为项目寿命周期；Xt为第t 年项目净现金流量；LCCt为LCC 中第t 年的成本。将全寿命周期成本计算公式（3）和企业年度效益计算公式（4）—（6）分别代入公式（8）中的LCCt和Rt，再将公式（8）代入公式（7），最终可得该增量配电网项目的基本配电价格。若核定得到的基本配电价格高于省级价格主管部门制定的该类用户所在电压等级的输配电价，说明此项目无法收获基准收益，需调整项目投资规划方案，重新进行核定。

2.2 附加配电价格计算

按照附加配电价格制定原则，用户的负荷率越高、供电可靠性要求越低、用电量越高，制定的附加配电价格应该越低，因此负荷率和用电量为逆序变量，而供电可靠率为正序变量。

由公式（2）可知，计算附加配电价格首先要对负荷特征因素ηs，ASAIs和Qs进行标准化处理，得到归一化变量ηs′，ASAIs′和Qs′，计算公式如下：

式中：Rpdt为配电网企业向用户收取的年度配电服务费；Rgwt为配电网企业向用户收取的年度过网费；Qst为第t 年负荷节点s 的用电量；QDGst为第t 年负荷节点s 处用户使用的分布式电源电量；Mgw为交易单位分布式电源电量所收取的过网费，暂按电力用户接入电压等级对应的输配电价减去分布式发电市场化交易所涉最高电压等级输配电价之差收取；Mgr为配电网向上级电网购入电价。核定基本配电价格时，不考虑附加配电价格的额外收益，即认为公式（5）中Ms=Mb。

按照“准许成本加合理收益”原则核定基本配电价格，使增量配电网项目在全寿命周期内的收益水平达到基准收益率。设基准收益率为a，满足如下公式：

式中：min（ASAIs）和max（ASAIs）分别为各负荷节点供电可靠率的最小值和最大值；min（ηs）和max（ηs）分别为各负荷节点负荷率的最小值和最大值；min（Qs）和max（Qs）分别为各负荷节点年平均用电量的最小值和最大值。

标准化处理后，本文拟采用层次分析法和熵权法相组合的综合权重计算方式[11]获得各变量的综合权重。首先利用层次分析法[12]，通过建立递阶层次结构模型、利用T.L.Saaty1-9 比率标度法[13]构造各层次的所有判断矩阵、计算层次单排序的权值和一致性检验、计算层次总排序的权值和一致性检验，得到各变量的主观权重U；然后采用熵权法[14]得到各变量的客观权重V，熵权法具体步骤如下：

（1）构建各变量的标准化数据矩阵C

（2）计算各变量信息熵E

（3）计算各变量客观权重V

式中：υj为第j 个变量的客观权重。

最后按以下公式计算得到综合权重：

式中：uj为第j 个变量的主观权重；Kfj为第j 个变量的综合权重。

综上所述，将负荷特性因素的标准化处理和综合权重计算结果代入公式（2）中，可得到不同负荷节点的附加配电价格。最终计算得到该增量配电网项目中各负荷节点的差异化配电价格。若核定的基本配电价格低于输配电价，但加上附加配电价格后，出现某负荷节点核定的配电价格高于输配电价格，则对该负荷按输配电价收取费用。

3 算例分析

3.1 算例参数

设某配电网企业计划投资一个增量配电网项目，该项目为工业园区，区域内拟投建6 个工业集群区，项目规划寿命周期T 为25 年。经综合分析，该项目拟采用单环网方案，使用电缆供电，由110 kV 变电站A 和变电站B 引出，电缆线路电压等级为10 kV，如图1 所示。该地区用户均以10 kV 电压等级接入配电网。表1 为6 个工业集群区的平均负荷容量和平均负荷率，表2 为线路参数，表3 为经济和技术参数，表4 为配电网元件可靠性参数，上述参数的设定参考了相关文献和实际工程数据。设该增量配电网项目中，各工业集群区使用的分布式电源容量占用电量比例约为15%。

表1 各工业集群区的平均负荷容量和平均负荷率

表2 线路参数

3.2 计算结果及分析

（1）基本配电价格核定

表4 配电网元件可靠性参数

首先对增量配电网项目全寿命周期成本进行估算，估算结果为：建设成本IC=3 231.2 万元；年度运维成本OCt=369.9 万元； 年度故障成本FCt≈0 万元；报废成本DC=-161.6 万元。由计算结果可知，增量配电网项目初始建设成本较高，年度运维成本和报废成本相比建设成本较小，但全寿命周期内累积的总运维成本较高。由于本项目采用单环网方案，在主电源、变电站或电缆线路故障时可实现负荷转供，且转供操作时间很短，可忽略不计，因此用户停电损失可视为零，即年度故障成本为零。

然后根据公式（4）—（8），可计算得到基准收益率为25%时，该增量配电网项目核定的基本配电价格Mb=0.415 2 元/kWh＜0.425 0 元/kWh，即基本配电价格低于该区域核定的10 kV 电压等级输配电价格，说明该项目在此规划方案下能获得基准收益。

（2）附加配电价格计算

首先根据常用的配电网可靠性计算方法[15]得到各负荷点的供电可靠率，计算结果为：节点1，ASAI1=0.999 18；节点2，ASAI2=0.999 09；节点3，ASAI3=0.999 02；节点4，ASAI4=0.999 03；节点5，ASAI5=0.999 10；节点6，ASAI6=0.999 22。 至此，各负荷的负荷率、供电可靠率和平均用电量的原始数据均已获得。

然后利用T.L.Saaty1-9 比率标度法构造3 个负荷特性变量的判断矩阵A：

建立判断矩阵后，利用层次分析法得到各变量的主观权重U。采用熵权法，根据公式（9）—（13）得到各变量的客观权重V，最终根据公式（14）得到综合权重，如表5 所示。

表5 各变量的权重计算结果

将归一化后的各变量ηs′，ASAIs′和Qs′代入公式（2）中，得到各负荷节点的附加配电价格，加上基本配电价格后最终得到各负荷节点的配电价格，如表6 所示。

表6 各负荷节点的附加配电价格和总配电价格

由表6 可知，由于各个负荷节点的负荷特性不同，最终计算得到的附加配电价格和配电价格亦不同。如负荷节点6 的负荷率最低、用电量最少且供电可靠率最高，则向其收取的附加配电价格和配电价格在6 个节点中最高。另外，由于各负荷节点配电价格不得超过省级价格主管部门制定的该类用户所在电压等级的输配电价格，而各负荷节点中只有负荷节点6 的配电价格高于0.425 0 元/kWh，因此负荷节点6 按照0.425 0元/kWh 收取配电费，其余负荷节点按照模型核定的配电价格收取配电费。

（3）不同网架方案配电价格的比较

由增量配电网差异化配电价格模型可知，基本配电价格根据项目全寿命周期成本和基准收益核定，而附加配电价格根据电力用户的负荷特性差异化制定。对于同一个增量配电网项目，采用不同的网架方案将直接影响全寿命周期成本；且不同网架方案下负荷点的供电可靠性不同，亦会导致附加配电价格的差异。基于算例，本文对不同网架方案的配电价格进行了比较分析。在其他条件不变的情况下，对单电源双回线方案和双环网方案进行配电价格核定。2 个方案的网架结构分别如图2 和图3 所示。

同理，对单电源双回路方案和双环网方案进行全寿命周期成本计算和可靠性计算，结果如表7 和表8 所示。由表7 可知，对比单环网方案，单电源双回路方案电缆沟等敷设总长略微变小，但所需电缆长度增长较多；双环网方案电缆沟等敷设总长不变，但所需电缆长度翻倍，最终两者建设成本均高于单环网方案，相应后期的运维成本以及末期的报废成本随之提高。由于单电源双回路方案采用单电源供电，当电源故障时会造成全部负荷失电，产生停电损失；而双环网方案同单环网一样，设备故障时可实现负荷转供，且转供操作时间很短，可忽略不计，因此用户停电损失可视为零，即年度故障成本为零。由表8 可知，对比单环网方案，单电源双回路方案的供电可靠率低于单环网方案，而双环网方案的供电可靠率高于单环网方案。

表7 全寿命周期成本

计算得到基准收益率同为25%时，单电源双回路方案和双环网方案核定的基本配电价格分别为0.418 9 元/kWh 和0.419 5 元/kWh，两者均小于0.425 0 元/kWh。相比于单环网方案，单电源双回路方案和双环网方案的基本电价分别提高了0.003 7 元/kWh 和0.004 3 元/kWh。最后，通过原始数据归一化处理和综合权重计算，可得到单电源双回路方案和双环网方案的附加配电价格，加上基本配电价格后，得到最终的配电价格，结果如表9 所示。

表8 可靠性计算结果

表9 配电价格核定结果

由表9 可知，单电源双回路方案和双环网方案最终核定的各个负荷节点配电价格均高于单环网方案。且单电源双回路方案中负荷节点1，2 和6 的配电价格高于该电压等级输配电价，应按照该电压等级输配电价格0.425 0 元/kWh 收取配电费；同理，双环网方案中负荷节点2，4 和6 亦按照0.425 0 元/kWh 收取配电费。对比3 种网架方案的计算结果可知，不同网架方案的配电价格核定结果不同，增量配电网网架结构对配电价格核定结果有较大影响。对于此增量配电网项目，单环网方案的供电可靠性相比单电源双回路方案有明显提升，但略低于双环网方案；而单环网方案的各负荷节点配电价格均低于单电源双回路方案和双环网方案，更能被用户接受。综合考虑可靠性和经济性，此项目应优选单环网方案。

图2 单电源双回路方案

图3 双环网方案

4 结语

为了保证配电网企业的成本回收和合理收益，同时实现不同负荷特性用户的差异化电价，本文提出了一种增量配电网配电价格制定模型，将配电价格分为基本配电价格和附加配电价格。基本配电价格按照“准许成本加合理收益”原则，根据项目全寿命周期成本和基准收益进行核定，基本配电价格保证了配电网企业的成本回收和合理收益；附加配电价格根据不同用户的负荷特性差异化制定，实现了不同负荷特性用户的差异化电价。然后利用全寿命周期成本理论和综合权重计算方法对模型进行求解。最后以某增量配电网项目作为算例进行应用，并比较分析了不同网架方案下配电价格核定结果的差异。算例结果验证了所提模型的有效性。增量配电网配电价格制定模型的建立，提高了配电网企业投资优化能力，使其在未来增量配电网市场具有更大竞争力。