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昨天，我们推送文章介绍了德国东西部地区电价差异及原因：东德电价普遍高于西德，城市电价普遍低于乡村，而形成差距的原因正是来自于相差巨大的输配电价（文章链接←点击查看）。柏林墙虽已倒塌多年，可东西德电价的“柏林墙”，却似乎仍未倒。德国的这一现状，也给我们国内正如火如荼进行中的电改带来了一些新的思考，今天我们继续推送本文的下篇，看看输配电价产生差异的原因及给中国带来的启示。 PS.江苏计划2017年引入售电公司参与电力直接交易，如何提前布局？参加售电课赠送价值千元资料，点击查看。 （续上篇） 输配电价地区差异的原因在分析输配电价地区差异的原因之前，需要先找出影响输配电价的几个主要因素。确定某地区输配电价的时候首先要考虑的就是与用户端相连的DSO的成本支出。而这其中，最主要的部分包括：电网投资建设和运营成本、输配电累加支出和免过网补贴支出。除了电网成本以外，输配电价的高低还跟该地区的用电需求有关，用电量越大，则电网利用率越高，平均到每度电上的输配电成本也就会降低。 按照德国能源转型战略的目标，2030年德国可再生能源发电的比例要达到50%以上。东德地区在这点上显然走在了前列：2011年时，东德便已经完成了2030年的目标，萨安州的可再生能源发电比例更是在2012年的时候就达到了96%。然而风能、光伏等可再生能源由于其不稳定性给电网造成了成本上的增加，且大量可再生能源发电都以分布式形式接入了电压等级相对较低的配电网，电网原本单向潮流的特点因此改变，这也对电网的升级提出了更高的要求。东德由于其更高比例的可再生能源电力接入，电网投资建设和运营成本也因此普遍高于西德地区。此外从资本的角度考虑，东德地区电网很大一部分都是两德统一之后所建，投资成本尚未回收，债务尚未还清。 德国输电定价机制为自高压等级向低压等级分层累加的方式，TSO向DSO收取输电费，该DSO再向电压等级更低的DSO收取配电费，而最终层层累加的过网费都成为与用户直接相连的那家DSO的成本支出，这就是所谓的输配电费累加。东德各电压等级的电网成本都普遍高于西德，通过输配电费累加的效应，受端落地价的差异也被进一步放大，电压等级越低，东西德输配电价的差异越明显。 按照德国《电网使用费条例修正案》规定，分布式发电就近消纳不需要经过高电压等级的电网，可以降低电网的压力，为此电网运营商需要向分布式发电设备支付所谓的免过网补贴。此项政策本是为了鼓励分布式发电的发展，然而却也增大了东西德输配电价的差距：东德地区可再生能源分布式接入的量普遍高于西德，为此东德的电网运营商也需要付出更多的免过网补贴。统计显示，2014年度东德TSO50Hz区域内的免过网补贴支出超过西德的三大TSO排行第一。
与成本高昂相反的是，东德的用电需求却低于西德。东德在人口密度、工业分布密度、人均用电量等各方面都低于西德，这导致东德的电网利用率也远低于西德。下图显示了德国各州平均每平方公里内的用电需求，可以看到，排行最后四位的联邦州全部位于东德。
更高的电网建设运维成本、输配电费累加的放大效应、更多的免过网补贴支出和相对疲软的用电需求，这些正是东德输配电价高于西德的原因。而乡村电价高于城市电价的现象也可以用同样的理由来解释。随着可再生能源、分布式发电的进一步发展，这些问题或许会越来越严重，如若这些问题得不到解决，德国电价的“柏林墙”也将难以推倒。 如何推倒德国电价“柏林墙”既然问题的症结已经找到，那么下一步只需对症下药即可。在笔者看来，有如下几种可以尝试的解决方案： 从本质上说免过网补贴是为了补贴分布式发电对电网压力的释放，然而风能光伏并网不稳定，又多在人口密度和用电需求偏低的空旷地区，不仅不能减轻电网压力，反而会加大电网负担。但为了鼓励新能源的发展，此项补贴亦不宜取消，因此根据分布式新能源装机量和电网的成本开支周期性地对免过网补贴政策进行调整和优化，理顺补贴资金的来源和支出方案，才能在其中找到一个良好的平衡点。 德国目前输配电成本完全由用户端承担，这种情况下发电厂在选址建厂的时候不需要考虑电网的建设使用成本，容易导致发电厂的地理分布不合理。如果能够引入发电侧输配电价，这一问题在一定程度上可以得到缓解，这也是英国、法国、西班牙、丹麦等欧洲国家采用的方法。此方法的缺点在于，德国发电成本本身已经处于欧洲各国的高位上，引入发电侧的输配电价会提高发电侧成本，降低德国发电企业在整个欧洲电力市场上的竞争力，因此在直接引入发电侧输配电价时机不成熟的情况下，也可以考虑通过政策支持让发电企业更多地参与售电，用一定比例的售电利润来间接地补贴过网成本，并根据电力供需的地区差异确定不同的补贴方式和比例，这样既可以引导新装机的地区分布更加合理化，又能够降低东西德能源转型进度的差距。 德国的整体国土面积相当于中国的一个省，因此形成一个全国范围的统一输电电价具备一定的操作性。对此需要建立一个虚拟的资金平衡账户，每隔一个时间周期根据平衡账户内的盈余情况和历史数据经验来预测并制定一个全国统一的输电电价方案，向用户收取输电电费后抵消账户开支，而每个TSO仍旧按照各自的成本从平衡账户中拿走不同的输电电费。这样的模式类似于可再生能源基金，对不同的TSO来说收入仍旧分别核定、与之前保持一致，而对用户来说全国统一的输电电价相对更公平。但是否引入全德国统一的配电电价则仍需要讨论分析，因为公平和效率很多时候不可兼得，如果实行全德统一的配电电价，对于单一用户而言不再需要考虑降低电网使用成本和提高利用效率，对于电网企业而言也不再需要考虑不同地区用户需求的差别，输配电价在两端的价格信号功能会失去大半。因此在何种时机下、以何种方式和程度采用统一的输配电价，协调好公平和效率的关系，仍需要进一步探索和尝试。 比如推广普及智能电表，引入动态输配电价，通过价格信号引导需求侧实现供需平衡；再比如对储能设备加大优惠或补贴力度，以此减小电网压力。加强需求侧管理有助于降低电网用于可再生能源接入的成本，并缩小输配电价的地区差异。 德国政府在不同的时间节点可以灵活地、综合地采用上述不同的解决方案来降低输配电价的地区差异。然而，电力市场的各个环节是一个整体，输配电价仅仅是电价的一部分，技术上、政治上、经济上任何的动向变化，都可能对电价的分布带来影响，在实际操作中，德国需要考虑的因素还有很多很多。德国电价“柏林墙”的倒塌尚需时日，能源转型依旧路漫漫。 国内情况对比与德国相比，中国不管是电力资源的分布、供电区域的面积大小、用电需求的差异，都有更多需要解决的矛盾，并且当前的电价中又存在大量交叉补贴，使得情况更加的错综繁复，在各种因素的作用下，类似的问题在国内会以更庞杂的方式突显，而从德国电价的问题中我们或许可以寻找一些启发。 按照目前电改的方向，售电侧将逐渐市场化，未来电网企业将主要承担输配电责任。大体上来看，中国的西部地区、尤其是西北地区类似东德地区，新能源装机量大而人口较少，东南沿海地区则类似西德地区，土地资源相对紧张、新能源装机量少而用电需求更大，因此西部地区的电网成本压力会比东部地区更大。如下图所示，以最具代表性的风电为例，我国西北地区风电装机量大、用电需求低，其比值最高，与之相对应的是原东德地区六个联邦州；东北、华北和西南地区风电装机量大但用电需求也较高，因此其比值相对低一些，与之相对应的是原西德北部五个联邦州；中南和华东沿海地区风电装机量较低而用电需求最高，因此其比值最低，与之相对应的则是原西德南部五个联邦州。
另一方面，“三北”地区风光发电消纳的矛盾日益突出，对外送通道建设的进一步投资也显得越来越迫切。在电力过剩的大背景下，之前的风电盲目投资不仅使补贴成本压力巨大，而且大规模的弃风弃光又进一步降低了馈入端附近的电网利用率。因此从输配电成本上来看，国内也确实存在这样一堵“柏林墙”。
除了东西部差异外，国内也同样存在城乡电网成本差异较大的情况，城市中心及工业园区等地方的电网利用率远高于农网，单位输配成本明显更低，在“一省一价”的定价方式下，所有区域内配网的成本会被整体考虑，因此这一差异还尚未明显地体现出来，但随着增量配网的逐步放开，不同区域配网之间的成本差异将逐渐显现在终端销售电价上。以增量配网常见的形式工业园区为例，配网区域内负荷密度与用电量大，配网的利用率高，因此在脱离大电网单独计算配电费用的时候，边际利润十分可观，放开投资后降价空间非常大，这对于工业园区内的企业降成本增收益是利好消息。但对于电网企业而言这也因此触及了其核心利益，工业园区内企业享受的红利，其来源要么是降低电网的利润，要么就是提高园区外其他用户的电价，而这也是放开增量配网的阻力所在。 另一方面，当前国内大多数地区的输配电价尚未核定，电力主要是电网企业统购统销，由于历史原因，电价体系中存在严重的交叉补贴现象，包括不同电压等级的交叉补贴、不同时段的消费交叉补贴、不同地区之间的交叉补贴以及电力企业对用户的补贴等。与德国不同地区电价的泾渭分明相区别，在国内现行电价体系下，输配电成本的分摊被交叉补贴打乱，地区电价差异反而因此被抹平，交叉补贴反而成了防止电价“柏林墙”的一剂土药方，保证了电力供应的普遍服务，像“一省一价”的定价方式也正是通过交叉补贴来实现的。 但是，在输配电价改革不断扩大和深入、电力市场直接交易不断完善的情况下，复杂的交叉补贴使得电力的商品属性不能体现，价格信号不能反映，虽然作为宏观调控的工具保证了不同地区电价的公平性，但却使整个电价体系显得混乱而不透明，而电力市场的省间壁垒问题还导致了某些工业用电占比低、农村面积比例高的省份面临着更加严峻的交叉补贴问题。因而交叉补贴成为输配电价改革必须要理顺和解决的问题。然而与之对应的是，一旦交叉补贴被取消，输配电成本的地区差异也会反映在电价上，并最终出现电价的“柏林墙”。这中间似乎有着一个不可调和的矛盾。
如何防止国内出现电价“柏林墙”？为了避免出现这样的问题，提前对此做出分析和规划就显得尤为必要。在笔者看来，我国现阶段的输配电价改革，可以在这几个方面进行思考与探索： 在确定输配电价之前首先应当核定输配电成本。输配电成本应当根据不同电压等级的资产、费用、电量、线损率等情况分别核定，低电压等级的成本可以参考德国的方式逐级累加计算。在目前电网部分资产成本难以厘清的情况下，可以采用减法（由政府或第三方机构核查并剔除无关成本）与加法（由电网自证有争议的资产成本与输配电业务的相关性）相结合的核定方式。 本轮电改中并没有将“输配分离”明确为目标，输电电价与配电电价并没有详细区分，而实际上输电网和配电网的功能有别，在电改的下一阶段，可以考虑将输电电价与配电电价分别核定。为了保证电力资源的跨区域优化配置，输电网的成本可以打破省间壁垒进行统筹计算，形成跨区域的统一输电电价，这样能够在一定程度上缩小地区间的电价差异。而不同地区配电电价可以根据该地区的配电网成本单独核定，形成差异化的配电电价，这也有助于为增量配网的放开、增量配网配电电价的明确提供支持。 与德国相似，当前国内的电价体系下发电侧不需要承担输配电价。但是当前的电网结构和电源供应形势正在发生变化，而不少发电装机对于电网的投资成本差异、电力供需的地区差异缺乏考虑。因此国内也可以考虑由发电侧承担部分输配电价，根据发电侧的电源类型、地理位置、当地供需状况设定不同的额度，为发电侧的装机规划提供价格信号。另一方面，为了不过度降低可再生能源发电、分布式发电的竞争力，可以对其补贴额度进行调整，也可以通过交易规则、交易策略设计鼓励和支持其更多地参与售电交易来进行间接补贴，例如通过共同参与竞价、统一边际成本出清、可再生能源差价补贴的方式来加以支持。但是如下图所示，可再生能源参与直接竞价交易也会带来高边际成本发电设备的大规模淘汰。
正因为如此，欧洲轰轰烈烈的火电资产“打包销售”大潮正在进行中，如e.on在去年就宣布打包剥离旗下的火电资产，Vattenfall集团则宣布其德国下属的火电资产转卖给捷克的投资方。 对于用户侧而言，在相同用电量的条件下，地理位置、负荷特性等等的不同也会造成配电网成本的差异，因此针对不同的用户，可以根据这些因素设定不同的用户侧输配电价，这也有利于通过价格信号鼓励用户进行选址规划、开展需求侧管理。 与世界各国相比，我国各省均存在不同程度的电价倒挂现象，交叉补贴使得销售电价完全不能体现输配电的真实成本，本轮电改的6个配套文件中，交叉补贴被反复提起达31次，也表明了明确交叉补贴、理顺价格机制是构建电力市场的前提，也是电改的重难点所在。 不同用户享受的交叉补贴可以在其相应等级的输配电价核定后通过差额进行测算。但为了保证现有销售电价不出现大幅度波动，可以将交叉补贴暂时先纳入输配电价，明确补贴的来源支出，减少并逐步取消交叉补贴。 我国当前的电价体系通过交叉补贴保证了供电服务的普惠性，在取消交叉补贴、形成差异化的配电电价的过程中电价的“柏林墙”会逐渐出现，长远来看，可能还会发生居民电价上涨的情况，因此需要制定相应的方案来避免这一问题。 考虑到中国的面积远大于德国，采用全国统一的输配电价不具有很好的可行性。因此可以考虑建立专项普遍性服务基金替代交叉补贴，用明补替代暗补的方式保持当前供电服务的普惠性。普遍性服务基金可以在交叉补贴减少的过程中做出相应数量的增加，避免现阶段的销售电价出现较大幅度的波动。政府应根据不同地区工商业用户、居民用户对电价的承受能力，设计、调整和优化相应的收取标准和补贴标准，同时保证民生、尤其是低收入居民的用电。 当发电侧也需要承担部分输配电价时，发电厂的选址、电源类型组合、发电计划安排等因素将会直接体现在发电成本上。加之发电侧参与市场交易的规模逐步增加、发电计划的有序放开这些因素，发电集团想要在电改大潮中保持竞争力就必须意识到，以前由电网、由调度承担的任务，以后将成为发电侧自己需要解决的问题，包括供需预测、阻塞预测、发电计划优化等等，与此同时，选址分析、燃料管理优化、价格预测、竞价策略研究等方面，也将成为发电集团需要具备的能力。 电网企业作为输配电服务的提供者，也需要进一步考虑在用能结构、网架潮流等出现越来越多变化的时候，如何提效率、降成本，来降低输配电的成本，输电网可以在负荷预测、潮流分析、网损理论性研究等方面加大投入力度，而配电网可以在主动配电网技术研究、线损理论性研究、园区性多能互补和多能供给研究等方面进行更多的探索。 而作为需求侧的售电公司和电力用户来说，在出现差异化的输配电价格信号、电力市场交易规模加大的情况下，同样需要提高选址分析、价格预测、购售电策略、能效管理、需求侧响应等方面的能力，来保证自己利益的最大化。（完） 【无所不能特约作者，胡高俊，电力市场分析师，北京艾能万德智能技术有限公司】 本文仅代表作者观点，不代表无所不能的立场和观点 第四期售电实践种子班（江苏场） 时间：10月29日 |
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