半開放環境下電力市場多電壓等級多類型用戶轉移交叉補貼建模研究

何璞玉，王倩，胡林，李倩，周飛，楊杰

(國網四川省電力公司經濟技術研究院，成都 610041)

0 引言

2015年3月“電改9號文”提出的“管住中間，放開兩頭”的電力體制架構推進了我國電力市場由完全管制向半開放狀態轉變[1 - 3]，然而我國“工、商業補貼居民與農業、高電壓等級補貼低電壓等級”的用戶間電價交叉補貼整體格局并未發生實質性變化[4]。此外，用戶參與市場化交易后，由向電網企業繳納銷售電價轉變為繳納輸配電價，而銷售電價與輸配電價中包含的交叉補貼是不同的，因此，用戶由管制市場轉入開放市場的同時，也會帶動其承擔(享受)的交叉補貼量發生變化。進一步，由于市場化交易對工、商業用戶經濟性吸引力更強，因此，工、商業用戶較居民、農業用戶擁有更低的開放市場準入門檻，由此造成了我國半開放電力市場內交叉補貼供需失衡問題日益凸顯[5]。因此，亟需構建電力市場半開放環境下電價轉移交叉補貼平衡模型緩解這一現象。

有學者認為交叉補貼在電力行業過去的發展中不可或缺[6 - 7]，并用多種方法對交叉補貼規模進行了測算。文獻[8]等使用價差法，粗略測算了2007年我國居民用戶享受的交叉補貼約為2 097.6億元；文獻[9]通過AIDS模型和Log-Log模型測算出2015年我國電力交叉補貼為1 588億元。文獻[10 - 12]也分別構建了基于用戶需求彈性、電力用戶負荷特性的交叉補貼測算模型。

然而，電力交叉補貼不是越多越好，隨著電力市場不斷發展，部分學者對電力交叉補貼的作用機制進行了深入分析。文獻[13]使用CLAD估計方法進行分析后發現，電價交叉補貼會導致我國東部地區工業綠色發展效率顯著降低。文獻[14]在分析俄羅斯電價結構的基礎上，利用拉姆齊模型研究了銷售電價交叉補貼與社會福利的相互作用，結果顯示，銷售電價交叉補貼規模擴大與否并不會引導社會福利優化。文獻[15]分析不同區域的居民用電需求價格彈性后，發現城鎮居民享受的交叉補貼程度較農村居民更高，這有悖于交叉補貼的施行初衷。文獻[16]提出了基于需求價格彈性的交叉補貼分類標準，認為交叉補貼不僅沒有達到普遍惠民的作用，還側面助推了物價，最終導致低收入水平用戶負擔過重。文獻[17]分析了我國電價交叉補貼現狀后，發現用戶間和區域間交叉補貼，對我國電價體系的調整和電力建設的發展有不利影響。

受電價交叉補貼爭議影響，目前許多專家學者都倡導為了使電價水平更加合理，更好地反映供電成本，應在電價改革中取消交叉補貼[18]。然而，從另一方面考慮，電力行業輸配電環節具有壟斷性，如果取消交叉補貼，設定成本導向型電價，那么：工、商業用戶供電密度大并且負荷率高，相應地，其單位供電成本較低；居民、農業用戶供電密度小且負荷率低，其單位供電成本較高[19]。即居民和農業用戶銷售電價要高于工、商業用戶才能符合成本定價原則。文獻[20 - 23]認為：由補貼電價直接轉變為市場電價會造成電價的突增，這會給貧困地區以及城市內低收入的居民用戶帶來用電困擾，因此，電價交叉補貼政策仍存在一定意義。

另外，也有一些學者針對交叉補貼平衡問題提出了解決思路。文獻[24]提倡對污染嚴重的大工業用戶實施差別電價，并認為可以以這種定價方式彌補我國“環境稅”缺失帶來的影響。此外，這還有利于實現收入的分配平衡，即政府應當維持交叉補貼規模或者適度減少非污染型工業用戶交叉補貼規模。文獻[25]認為隨著市場交易電量增加，交叉補貼問題會日趨嚴重，并建議加強輸配電成本監管力度。文獻[26]等基于對天津市輸配電價的研究，提出交叉補貼確定補貼對象和補貼政策是實現補貼公平的首要原則。文獻[15]基于區域間差異化用電需求價格彈性，提出了城鄉居民差別化補貼政策。

綜合來看，現有交叉補貼相關研究成果能夠解決交叉補貼規模測算問題，也分析了交叉補貼現狀，并分別從用戶需求彈性、社會綠色發展等角度提出了政策建議。然而，目前我國電力市場處于開放市場與管制市場并存期，用戶在兩種市場中承擔(享受)的交叉補貼是不同的，且隨著參加市場化交易的用戶不斷增加，電價交叉補貼與電力市場匹配性較差的問題逐步凸顯，現有研究無法解決這一問題。

本文認為，電價交叉補貼的提出與我國電力市場歷史發展環境契合，現階段，要妥善處理交叉補貼與電力市場的匹配性問題，就需要考慮電力市場內管制市場與市場化交易市場并存的半開放特殊環境，建立適應電力市場的過渡機制，并通過過渡機制引導市場向目標市場即市場化交易市場發展。

在此背景下，本文將根據電力用戶用電特性測算各電壓等級各類型用戶理論輸配電價，基于價差法構建分壓分用戶類型的電價交叉補貼測算模型，結合我國電力市場宏觀環境構建轉移交叉補貼平衡模型。最后針對平衡模型進行實例研究，驗證其準確性與有效性。

1 分壓分類型用戶轉移交叉補貼測算及平衡模型

1.1 分壓分類型用戶理論輸配電價測算模型

1.1.1 各電壓等級理論輸配電成本測算

交叉補貼本質上反映的是各用戶實際繳納的用電費用與其本應承擔的用電費用之間的差值關系，用戶應承擔的用電費用可以分為理論輸配電價和購電成本兩部分。其中，購電成本由發電企業決定，對于電網企業來說可視為固定值，而用戶理論輸配電價測算必須依托輸配電成本測算。

我國施行電力體制改革后，目前，各省級電網企業普遍采用會計成本法對各電壓等級理論輸配電價進行核算，其基本思路主要分為兩步。

1)根據“準許成本+合理收益”原則計算各電壓等級電網的準許收入。

Rt,m=Ot,m+Dt,m+ktAt,m+Tt,m

(1)

式中：下標t表示某年度，t∈T，T為全部交易年度；下標m表示某電壓等級，m∈M，M為所有電壓等級；Rt,m為電網的準許收入；Ot,m為電網的折舊費；Dt,m為電網的運行維護費；At,m為電網的有效資產；kt為電網企業準許收益率；Tt,m為電網的價內稅金。

顯然，各電壓等級電網單位負荷準許收入為：

R′t,m=Rt,m/Lt,m

(2)

式中：R′t,m為接入m電壓等級輸配電網單位負荷準許收入；Lt,m為系統年最大負荷時刻接入m電壓等級輸配電網傳輸總負荷。

而接入某電壓等級的電力用戶須承擔的輸配電成本就是該電壓等級電網的準許收入，即：

Ct,m=R′t,m

(3)

式中：Ct,m為接入對應電壓等級的電網用戶須承擔的單位負荷輸配電成本。

2)按照電壓傳導機制分攤準許成本，測算各電壓等級理論輸配電價。

接入低電壓等級電網的用戶使用的電能需要在該電壓等級及所有大于該電壓等級的電網間逐級傳輸，因此，部分高電壓等級電網的輸配電成本也需要由接入低電壓等級電網的用戶承擔，各電壓等級輸配電成本分攤原理如圖1所示。

圖1 輸配電成本分攤原理Fig.1 Transmission and distribution cost sharing principle

由此，輸配電成本分攤公式如下。

(4)

Ct,l-m=Ct,l×Lt,l-m/Lt,l

(5)

Ct,m-n=Ct,m×Lt,m-n/Lt,m

(6)

式中：下標m、n、l表示不同電壓等級，m、n、l∈M；Ft,m為接入m電壓等級的用戶承擔的輸配電成本；Ct,l-m為接入m電壓等級的用戶分攤的l電壓等級的電網成本，同理，Ct,m-n為接入n電壓等級的用戶分攤的m電壓等級的電網成本；Lt,l，Lt,m分別為l電壓等級電網、m電壓等級電網傳輸的總負荷；Lt,l-m為由l電壓等級電網傳遞至m電壓等級電網的負荷，同理，Lt,m-n為由m電壓等級電網傳遞至n電壓等級電網的負荷。

1.1.2 各電壓等級各類型用戶理論輸配電價測算

根據用戶用電特性，可以將同一電壓等級的輸配電成本分攤至各類型用戶，從而形成各電壓等級各類型用戶的理論輸配電價。

此外，用戶理論輸配電價的設計還應遵循電網建設合理性原則。具體來看：在規劃期，電網依據用戶最大負荷預測來規劃投資容量；在運營期，持續且穩定的用電負荷能夠保證電網運行效率。因此，峰荷大且持續時間短的用電方式會促使電網加大電網投資，還會降低電網運行效率，從而導致社會資源浪費。基于此，為保證電網投資效果與運行效率，并引導用戶合理規劃用電時間，防止出現年內負荷過于集中的情況，本文認為理論輸配電價測算模型應遵循：電力用戶最大負荷占電網最大負荷比重大，其分攤更高的輸配電成本；電力用戶年負荷利用小時數越短，其分攤更高的輸配電成本。

從電網運行穩定性來看，負荷占比大但負荷率高的用電方式對電網來說是穩定負荷，考慮負荷利用小時數的輸配電價分攤模式可以適當降低該部分用戶的電量電價分攤額。負荷占比小且負荷率低的用電方式對于電網影響未知，其輸配電價分攤需根據情況具體分析。

由于不同電壓等級下各類用戶之間的耦合關系復雜，因此本文不考慮不同用戶類型之間的同時系數，構建用戶理論輸配電價測算模型如下。

1)對于一般工商業、居民、農業用戶，有：

(7)

(8)

(9)

2)對于大工業用戶，有：

(10)

1.2 半開放環境下電力市場交叉補貼測算模型

現階段，我國電力市場處于管制市場與開放市場并存的半開放狀態，部分達到開放市場準入門檻的工、商業用戶選擇直接參與市場化交易，同時也存在售電公司代理少量未達到開放市場準入門檻的用戶(多為居民與農業用戶，下同)參與市場化交易的情況[27]。而電力市場結構與交易方式的改變直接影響了電力市場的資金流向，如圖2所示[28]。

圖2 電力市場資金流向Fig.2 Capital flows in the power market

在管制市場時期，所有用戶均向電網企業繳納目錄銷售電價，電網企業按照上網電價向發電商繳納購電成本。在半開放市場時期，不參與市場化交易的電力用戶資金流向不變；參與市場化交易的用戶按照是否達到市場準入門檻可以分為兩部分：達到準入門檻的用戶分別向發電商和電網企業繳納核算電價以及輸配電價；未達到準入門檻的用戶在售電商代理下與發電商間接交易，該部分用戶只用向售電商繳納銷售電價，售電商再分別向發電商和電網企業繳納核算電價以及輸配電價。考慮到我國居民與農業用戶輸配電價暫未核定，后文建模部分將售電商代理居民與農業用戶繳納的輸配電價作為一般工商業公示輸配電價處理。

當市場完全開放后，電力供應端與消費端電價均通過競價實現，用戶電價在成本定價和競價購電雙重作用下，逐漸回歸真實水平；電網按照“固定成本+合理收益”受收益管制，其通過售電商回收的輸配電價也將存在部分削減。

1.2.1 銷售電價交叉補貼測算模型

用戶繳納銷售電價時所承擔/享受的交叉補貼額為除了向發電商與電網企業繳納的電價之外的額外支出/獲得的電價。由此，各電壓等級各類型用戶銷售電價交叉補貼測算模型如下：

(11)

(12)

(13)

(14)

1.2.2 輸配電價交叉補貼測算模型

輸配電價交叉補貼為用戶應繳納的理論輸配電價與電網公示輸配電價的差額，參與市場化交易的用戶均承擔輸配電價交叉補貼。各電壓等級各類型用戶輸配電價交叉補貼測算模型如下。

(15)

(16)

(17)

(18)

1.3 分壓分類型用戶轉移交叉補貼測算及平衡模型

1.3.1 轉移交叉補貼測算模型

轉移交叉補貼為用戶參與市場化交易前后承擔/享受的輸配電價交叉補貼與銷售電價交叉補貼的差額，由此，各電壓等級各類型用戶轉移交叉補貼測算模型如下。

(19)

(20)

(21)

(22)

1.3.2 轉移交叉補貼平衡模型

半開放電力市場內轉移交叉補貼的總規模可以根據各類型用戶單位電量轉移交叉補貼與市場化交易電量規模計算得出，要實現電力市場內交叉補貼供需平衡，就需要尋找合適的轉移交叉補貼承擔者。

在構建轉移交叉補貼平衡模型時，考慮到：1)我國已多次頒布一般工商業電價下調通知，工、商業用戶的用電價格不應再增長；2)電力交叉補貼有失公平、有損效益的特征逐漸顯現，電力定價應逐步回歸成本導向；3)合理的電價機制應響應電力市場化改革，引導用戶參與市場化交易。因此，本文選取未參與市場化交易的居民與農業用戶作為轉移交叉補貼承擔者，通過合理提高承擔用戶的銷售電價平衡轉移交叉補貼，交叉補貼平衡模型如下。

(23)

(24)

Pd=Ps

(25)

轉移交叉補貼承擔者的電價繳納上限不應超過電力成本價，即當其電價增加值與完全管制市場內其享受的交叉補貼相等時，其達到電價提升上限。

2 實例分析

2.1 基礎數據

考慮到受新冠肺炎疫情影響，2020年電力數據具有特殊性，可能存在數據失真，因此本文選取S省2019年相關數據作為實例分析的依據。

根據2015年國家發改委印發的《輸配電定價成本監審辦法(試行)》[29]中相關數據核準S省電力公司固定資產情況以及2019年S省各電壓等級各類型用戶相關數據，如附錄中表A1—A7所示。

表A1 2019年S省電力公司固定資產原值和固定資產凈值Tab.A1 2019 original value of fixed assets and net fixed assets ofS province power company億元

表A2 2019年S省各電壓等級用戶用電負荷Tab.A2 Electricity load for customers of various voltage levels in S province in 2019

表A3 2019年S省各電壓等級各類型用戶用電量Tab.A3 Electricity consumption by type of consumers by voltage level in S province in 2019億kWh

表A4 2019年S省各類型用戶目錄銷售電價Tab.A4 Catalog sales tariff for each type of user in S province in 2019億kWh

表A5 2019年S省一般工商業與大工業用戶目錄輸配電價Tab.A5 2019 S province general commercial and industrial users directory transmission and distribution prices元/kWh

表A6 2019年S省用戶最大負荷占比Tab.A6 Maximum load share of users in S province in 2019

表A7 2019年S省用戶年負荷利用小時數Tab.A7 Annual load utilization hours of customers in S province in 2019h

2.2 測算結果

2.2.1 理論輸配電價測算

S省2019年各電壓等級各類型用戶理論輸配電價測算結果如表1所示。

表1 S省2019年各電壓等級各類型用戶理論輸配電價Tab.1 Theoretical transmission and distribution tariffs for sub-pressure and sub-type users in province S in 2019

由表1可知，同類型用戶的理論輸配電價普遍隨電壓等級降低而增加，這主要是因為接入低電壓等級的電力用戶不僅需要分攤本電壓等級的輸配電網費用，還需要分攤高電壓等級輸配電網的費用。此外，對比表1與附錄表A4可以發現，同類型用戶不同電壓等級間的理論輸配電價波動較目錄銷售電價大，如220 kV、110 kV大工業用戶理論輸配電價分別為0.036 6 元/kWh、0.112 3 元/kWh；而目錄銷售電價分別為0.517 4 元/kWh、0.537 4 元/kWh，這主要是受電力普惠性影響。

2.2.2 電價交叉補貼測算

各電壓等級各類型用戶銷售電價交叉補貼、輸配電價交叉補貼、轉移交叉補貼進行測算結果如圖3所示。圖中，銷售電價交叉補貼和輸配電價交叉補貼處于橫坐標以上/以下時表示該類型用戶享受/承擔交叉補貼。

圖3 分壓分類型用戶交叉補貼Fig.3 Cross-subsidy measurement of sub-pressure sub-type users

從銷售電價交叉補貼情況來看，S省銷售電價交叉補貼普遍呈現工、商業用戶補貼居民、農業用戶；高電壓等級補貼低電壓等級現象，這與我國交叉補貼設立初衷保持一致。但也存在例外，如接入10 kV電網的大工業用戶也享受了0.018 3 元/kWh的銷售電價交叉補貼，這主要是因為接入10 kV電網的大工業用戶最大負荷占比較大，因此其需承擔的輸配電成本較高，相應地理論輸配電價也較高。

從輸配電價交叉補貼情況來看，參與市場化交易后，工、商業用戶仍承擔一部分交叉補貼，但其承擔的輸配電價交叉補貼遠低于在管制市場中承擔的銷售電價交叉補貼水平，且工、商業用戶需要承擔的交叉補貼仍然隨著電壓等級的降低而減少；售電公司代理下參與市場化交易后，農業與居民用戶由交叉補貼享受者轉變為間接的交叉補貼承擔者，且其承擔的單位電量交叉補貼大于工、商業用戶。

從轉移交叉補貼情況來看，用戶參與市場交易均會導致轉移交叉補貼，其中，工、商業用戶承擔的單位交叉補貼減少，由此造成市場內轉移交叉補貼增加；農業與居民用戶在售電公司代理下參與市場交易，承擔與一般工商業標準相當的輸配電價，由交叉補貼享受者轉變為間接的交叉補貼承擔者，彌補了部分轉移交叉補貼。但是，由于工、商業用戶的用電規模遠大于居民與農業用戶，因此，居民與農業用戶在售電商代理下參與市場交易帶來的交叉補貼的增加量不足以彌補市場內轉移交叉補貼總量。

2.2.3 轉移交叉補貼平衡模型測算

S省2019年市場化交易情況如表2所示。

表2 S省2019年市場化交易電量規模Tab.2 Market-based electricity trading in S province in 2019

由轉移交叉補貼平衡模型可得，在S省2019年市場化交易程度下，β為0.049 6，即S省管制市場內居民與農業用戶用電價格在目錄銷售電價的基礎上提升4.96%，可以彌補用戶參與市場化交易帶來的轉移交叉補貼缺口。從居民的電價溢價接受能力來看，2014—2019年我國居民人均可支配收入同比增長率始終保持在8%以上，遠高于承擔轉移交叉補貼的電價提升比例。進一步，對居民與農業用戶電價進行敏感性分析，結果如圖4所示。

圖4 居民與農業用戶電價敏感性分析Fig.4 Sensitivity analysis of electricity tariff for residents and agricultural users

由圖4曲線可知，隨著市場化交易電量增加，未達到市場化交易準入門檻且未找售電商代理的居民與農業用戶需要承擔的用電價格逐漸增加。當市場化交易電量增加21%時，10 kV的居民用戶電價提升比例為6.1%，達到價格提升上限；當市場化交易電量增加49%時，35 kV的居民農業用戶電價提升比例為7.8%，達到價格提升上限；當市場化交易電量增加73%時，35 kV與1 kV及以下的居民用戶電價提升比例為9.2%，均達到價格提升上限；當市場化交易電量增加104%時，1 kV及以下的居民用戶均參與市場化交易。

綜合來看，S省市場化交易程度在2019年的基礎上增加49%時，居民與農業用戶電價提升比例仍處于溢價接受能力之內，且調整后電價基本能夠反映電價的真實水平。

3 結論

本文結合輸配電價分配理論構建了基于市場交易方式轉變的分壓分用戶類型的轉移交叉補貼測算模型，并提出了以合理提高管制市場內農業與居民用戶銷售電價為基礎的轉移交叉補貼平衡模型，通過研究得到如下結論。

1)參與市場化交易后，工、商業用戶承擔的交叉補貼較參與市場化交易前有較大降幅。其中，一般工商業用戶降幅位于25%～50%之間，大工業用戶降幅均達70%以上，整體來看，受負荷傳導關系影響，交叉補貼與電壓等級仍呈負相關關系。

2)在售電公司代理下參與市場化交易后，居民與農業用戶由交叉補貼享受者轉變為間接的交叉補貼承擔者，其實際繳納的輸配電價為售電商繳納的一般工商業用戶輸配電價，且其承擔的單位電量輸配電價交叉補貼大于工、商業用戶。

3)以2019年市場化交易規模為基礎，S省市場化交易規模增幅小于49%時，本文構建的轉移交叉補貼平衡模型能夠在考慮居民溢價接受能力的情況下緩解我國現存的用戶電量的市場轉移導致的交叉補貼轉移問題，此外，模型還能夠逐步引導用戶參與市場化交易，從而推動我國電力市場化改革。

然而，本文所構建的轉移交叉補貼平衡模型僅適用于過渡期電力市場，能根據當前市場開放程度大致估算交叉補貼市場失衡程度，并提供短期解決思路，但是缺乏對電力市場長期的動態平衡機制設計研究，這是接下來針對轉移交叉補貼平衡模型的研究重點。