背靠背直流工程的成本分攤與回收機制適應性研究

游沛羽，高秀云，佟宇梁，劉 學

（1.國網(wǎng)經(jīng)濟技術研究院有限公司，北京 102209；2.國網(wǎng)黑龍江省電力有限公司經(jīng)濟技術研究院，黑龍江 哈爾濱 150000；3.清華大學能源互聯(lián)網(wǎng)創(chuàng)新研究院，北京 100084）

0 引言

通過直流背靠背異步互聯(lián)的交流電網(wǎng)具有減少連鎖故障導致的大面積停電風險、避免低頻振蕩等優(yōu)點［1］。我國已有多個投運及規(guī)劃中的背靠背聯(lián)網(wǎng)工程案例。例如，高嶺背靠背直流工程承擔著東北向華北送電任務，有助于東北、華北電網(wǎng)共享調(diào)峰容量；渝鄂背靠背直流工程簡化了鏈式電網(wǎng)安全穩(wěn)定控制策略；靈寶背靠背直流工程實現(xiàn)了跨區(qū)域資源優(yōu)化配置，促進了西北電網(wǎng)、華中電網(wǎng)各類新能源補償調(diào)節(jié)；魯西背靠背直流工程既增大了送出云南富余水電的能力，同時也化解了由于交直流功率轉(zhuǎn)移引起的電網(wǎng)安全問題，簡化了云南電網(wǎng)復雜故障下電網(wǎng)安全穩(wěn)定控制策略；中俄黑河背靠背直流工程匯集了俄羅斯遠東地區(qū)的盈余電力，增大了俄羅斯向中國的輸電能力。我國其他地區(qū)電網(wǎng)公司亦曾提出建設背靠背直流工程的設想，目的是簡化送端電網(wǎng)復雜故障下的控制策略，或互為對端電網(wǎng)的緊急備用電源。國外也建設了很多背靠背直流工程，如日本中西部電網(wǎng)頻率為60 Hz，東部電網(wǎng)頻率為50 Hz，兩個區(qū)域電網(wǎng)通過佐久間（300 MW）、新信濃（600 MW）和東清水（300 MW）3 個背靠背換流站實現(xiàn)非同步電網(wǎng)的功率交換，提高系統(tǒng)運行經(jīng)濟性，減少備用容量。同時，在發(fā)生故障后可進行緊急功率交換，提高系統(tǒng)運行可靠性［2］。

背靠背直流工程兩端電網(wǎng)產(chǎn)權屬于不同單位，在可行性研究中存在成本分攤問題。關于成本分攤，已存在一些研究。日本電網(wǎng)由9 個電力公司運營，目前尚無文獻提到3 個換流站的運維費用等各類成本在各電力公司的分攤方法。國情是成本分攤需考慮因素之一，各國電網(wǎng)成本分攤方法為牌照法、郵票法、效益占比法、源荷對半法等方法中某一方法或者多種方法的組合。文獻［3-4］分別基于半不變量法、最大負荷責任法、比例潮流追蹤理論，提出了電網(wǎng)固定、可變成本的分攤方法，避免了典型日選取的主觀性，按照“誰使用誰分配”的原則動態(tài)分配可變成本，以保障各類成本公平、合理分攤，該方法需要借助兩端電網(wǎng)的數(shù)據(jù)，且尚未在工程中應用。文獻［5-6］提出由受端電網(wǎng)分攤所有的費用，主要原因為負荷需求的增加引起了電網(wǎng)潮流、電源的增加以及網(wǎng)架結構趨于復雜。該方法在工程中應用較多，但不適用于送受電意愿不明確、且送電方向不定期存在變化的互聯(lián)工程。

目前尚無文獻在考慮兩端送受電意愿，區(qū)分不同類型背靠背直流工程建設必要性的前提下，提出不同工程的成本分攤與回收模式?？紤]輸變電工程規(guī)劃的流程及內(nèi)容，基于不同背靠背工程的建設必要性，結合提供或引起輔助服務的可能性，用以輔助服務費用調(diào)整后的靜態(tài)投資計算輸電價回收成本，提出適應不同類型工程的成本分攤方法及回收機制。所述工程成本包括文獻［7］提出的靜態(tài)投資、運行維護費用、損耗費用等。

1 背靠背工程的成本分攤策略

1.1 相關算法的弊端

測算電量、容量電價［8］是為了在滿足一定的稅率、資本金內(nèi)部收益率的前提下，合理回收包含稅費在內(nèi)的成本。在實際操作中，電量電價測算法適用于單股電力流通過一個輸電通道或一個斷面的輸電價測算，弊端為通道或斷面的最大功率利用小時數(shù)低時，輸電價很高，易造成送端電力到達受端后失去電價競爭力。

容量電價測算法適用于存在多股同向或反向電力流或不存在電力流的場合。容量電價測算法以未來通道、斷面連接的兩區(qū)域預測的逐年全社會用電量為基礎，因此，容量電價需逐年計算。另外，兩區(qū)域的逐年全社會用電量可以乘任意權重系數(shù)（可以為0），將兩區(qū)域承擔輸電通道或斷面工程成本回收任務的意愿量化，納入計算，存在以一端容量電價回收全部成本的可能。預測的全社會用電量具有很大的不確定性，所以此方法的結果亦有不確定性。

存在多股電力流的情況很難算出某股電力流的電量電價，一般通過協(xié)議或談判約定。由高上網(wǎng)電價區(qū)域流向低電價區(qū)域的電力流輸電價，可能為負值。若無其他更佳的方法回收成本，方可考慮以電量電價、容量電價（含對應的增值稅、損耗電價）回收。

單位容量年費用法適用于不同電壓等級及規(guī)模交、直流輸變電工程的成本評估及分攤［6］、經(jīng)濟輸電范圍［9］論證。考慮換流站提供或增加輔助服務的可能性，成本分攤結果會受到影響。

1.2 適用于背靠背直流工程的成本分攤及回收模式

基于電力、調(diào)峰、電量平衡［7］、生產(chǎn)模擬等手段，結合工程可帶來的各類效益［10］，分為無電力流的互為備用、單向送電和雙向互濟3 方面論述工程的建設必要性。單向送電的電力流以該直流工程容量及相應的最大功率利用小時數(shù)體現(xiàn)。雙向互濟包括含共享調(diào)峰容量在內(nèi)的電力交換等，此電力流向可為成本測算、分攤、回收研究的基礎，以背靠背工程涉及兩區(qū)域電網(wǎng)的逐年火電上網(wǎng)標桿電價或峰谷電價、每向電力流的最大功率及其持續(xù)小時數(shù)，測算總損耗費用［6］。不同電力流的上網(wǎng)電價存在差異，需要分別測算后求和。由于目前我國有風電、光伏電力平價上網(wǎng)的政策，兩類電力的上網(wǎng)標桿電價與火電相同。

在背靠背直流工程為兩端電網(wǎng)削峰填谷時，存在雙向電力流。不考慮峰谷電價，以標桿電價計算損耗費用大小，不能客觀反映其成本及對應輸電價。

因為背靠背工程不涉及直流線路，不考慮直流線路引起的輸電走廊土地貶值費用。在費用年值中，損耗費用和靜態(tài)投資年值占比較大［9］。每端分攤的費用作為影響成本回收模式的決定性因素，對各端建設該工程的意愿影響很大，因此需要定量分析以靜態(tài)投資、運行維護費用、損耗費用年值為代表的各端應分攤的成本及因提供或引起輔助服務調(diào)整的成本。

背靠背直流工程在每端交流電網(wǎng)提供或引起的輔助服務，可分為有功類和無功類。有功類與兩端電網(wǎng)負荷特性、電源結構、網(wǎng)架結構等關系較大，與背靠背直流工程相關度不大。引起端電網(wǎng)向提供端電網(wǎng)提供有功類輔助服務費用，不計入背靠背直流工程的總成本。

在采用商用軟件做電力電量平衡時，可將直流輸電系統(tǒng)的運行曲線作為確定的輸入條件，將其連接的各端交流系統(tǒng)解耦。若直流系統(tǒng)提供過多的有功類輔助服務以回收成本，則對其運行曲線影響較大，影響直流工程的建設必要性。若直流工程因參與有功類輔助服務降低利用小時數(shù)過多，則該工程經(jīng)濟性欠佳。因此，不建議直流工程提供過多的有功類輔助服務。

無功類輔助服務僅與該端換流站相關。常規(guī)直流換流閥需要一定的動態(tài)無功支撐，而柔性直流換流閥可提供一定的動態(tài)無功支撐。結合兩端電網(wǎng)運行調(diào)度經(jīng)驗和輔助服務交易的實際情況，估算每端換流站提供或引起無功類輔助服務應獲取或支付的費用，以該費用調(diào)整每端應分攤的成本。

1.2.1 成本分攤模式

因電力流引起的損耗費用由各電力流受端分攤。因為上網(wǎng)標桿電價、每端電網(wǎng)全社會用電量逐年發(fā)生變化，當按電量需求占比分攤靜態(tài)投資、運維費用時，逐年情況可能存在差異，所以，成本應以費用年值分攤，計及利息帶來的影響?？紤]兩端電網(wǎng)送受電的意愿，改進文獻［6］的成本分攤策略。

成本分攤模式包括6 種：模式Ⅰ為無電力流情形下，兩端電網(wǎng)在每一水平年按電量需求比例分攤；模式Ⅱ為無電力流情形下，由建設意愿較強的一端電網(wǎng)承擔；模式Ⅲ為只有單向電力流情形下，兩端電網(wǎng)在每一水平年按電量需求比例分攤；模式Ⅳ為只有單向電力流情形下，受端電網(wǎng)承擔；模式Ⅴ為有雙向電力流情形下，兩端電網(wǎng)在每一水平年按電量需求比例分攤；模式Ⅵ為有雙向電力流情形下，凈受入電量更多的一端承擔，若兩端凈受入電量均為0，則兩端各分攤50%靜態(tài)投資及運行維護費用?？傮w而言，可以分為兩大類情形：兩端按電量需求比例分攤與凈受電或建設意愿較強一端承擔。

當單向送電時，某水平年每端分攤總費用年值的測算過程為：

式中：c 為每端分攤的總費用年值；c1為該端靜態(tài)投資費用年值；c2為該端運行維護費用年值；c3為該端損耗費用年值；X 為該端提供或引起無功類輔助服務調(diào)整的費用年值，提供為正值，引起為負值；c0為該端靜態(tài)投資現(xiàn)值；q 為年值現(xiàn)值換算系數(shù)，當工程生命周期為30 年、資本金內(nèi)部收益率為8%［9］時為11.257 8；m 為運行維護費率；c4為電力流上網(wǎng)電價；P 為最大功率；T 為最大功率持續(xù)小時數(shù)；η 為功率損耗率。

當建設必要性為無電力流的互為備用時，c3=0。

當建設必要性為雙向互濟時，存在多股同向或反向電力流，式（4）需要修正為式（5）。

式中：c3i為第i 股電力流在該端的損耗費用年值；c4i為該電力流上網(wǎng)電價；Pi為該電力流的最大功率；Ti為該電力流的最大功率持續(xù)小時數(shù)；ηi為該電力流的功率損耗率；d 為電力流總股數(shù)。

1.2.2 成本回收模式

對于電力流而言，電價競爭力是檢驗其經(jīng)濟性的重要手段［11］。當每股電力流的送端電價低于對應的受端電價時，其可能存在電價競爭力，否則該電力流經(jīng)濟性不合理，不能參與成本的回收及輸電價的計算。如果沒有可選的電力流，則該成本分攤策略不存在可行的對應成本回收機制，必須考慮以其他的方式回收成本。

對于模式Ⅰ、Ⅱ來說，不存在電力流，無須比較送端電價及對應的受端電價。

如果某端提供無功類輔助服務獲取的費用足以回收其應分攤的3 類費用成本年值，達到平衡或存在盈余費用，可視為該端成本過回收，該端含增值稅、損耗電價的輸電價為0。除此情況外，為了不導致費用過回收或欠回收，與成本分攤策略適應，每一端分別以含增值稅、損耗電價的電量電價或以各端該水平年電量需求預測值為基礎的容量電價回收以無功類輔助服務費用調(diào)整后的總成本。

模式Ⅰ、Ⅱ可考慮以容量電價回收各端成本。模式Ⅲ、Ⅳ可考慮以電量、容量電價回收各端成本。模式Ⅴ、Ⅵ可考慮以容量電價回收各端成本；或以總交換電量測算各電力流加權平均電量電價；或以式（6）—式（7）驗證談判約定的各電力流電量電價的合理性，其應使對應電力流存在電價競爭力，以其與對應的交換電量回收成本。

式中：ni為第i 股電力流的電量；ai為該電力流談判約定的含增值稅、損耗電價的電量電價；r 為增值稅稅率；Y 為考慮該端成本全部回收后的盈余費用年值，應大于0。

對于所有模式，需要將輔助服務費用年值等效為每端靜態(tài)投資現(xiàn)值的調(diào)整，將調(diào)整后的靜態(tài)投資現(xiàn)值納入該水平年電量電價、容量電價的測算［8］。調(diào)整方式為：

對于模式Ⅴ、Ⅵ，需要將多股正向或反向電力流等效為一股從凈送電區(qū)域向凈受電區(qū)域的電力流?？紤]背靠背直流工程運行曲線可能達到的最大功率，等效方法為：

式中：n 為總交換電量，絕對值的含義為不考慮每股電力流的方向，此時T 為等效電力流的最大功率利用小時數(shù)。

等效電力流的上網(wǎng)電價為所有電力流基于各自電量的加權平均上網(wǎng)電價，在計算含增值稅、損耗電價的輸電價前，應比較加權平均上網(wǎng)電價與對應電力流在受端待比選的標桿電價的加權平均值。計算輸電價后，亦應核驗等效電力流的到網(wǎng)電價是否存在電價競爭力。

將每股電力流的輸電價加上對應送端電價，與對應受端電價進行比較。當不高于受端電價時，該電力流存在電價競爭力，經(jīng)濟性合理。若高于受端電價時，其經(jīng)濟性不合理，該電力流不能參與以電量或容量電價的成本回收。去掉該電力流，計算僅依賴其他可選的電力流回收成本時的電量或容量電價，直至所有保留的電力流存在電價競爭力。如果沒有保留的電力流，則該成本分攤策略不存在合理的對應成本回收機制，必須考慮以其他的方式回收成本。

求得兩端電量或容量電價以后，將其求和，作為含增值稅、損耗電價的總輸電價。對比不同成本分攤策略下的總電量或容量電價，較低者對應的成本分攤策略較優(yōu)。若總電量或容量電價偏低，則該成本分攤與回收的模式合理。反之則說明，費用成本過高或以提供無功類輔助服務回收的費用不足，影響設計方建設該工程的意愿。流程如圖1 所示。

2 算例

某±500 kV 直流背靠背工程年利率8%，生命周期30 年，增值稅稅率17%。靜態(tài)投資62 億元，容量5 000 MW。連接A、B 兩省份，兩端換流站均為柔性直流換流站。A 省在未來某水平年的全社會用電量約為3 000 億kWh，B 省為7 000 億kWh。

A、B 兩端所屬電網(wǎng)該水平年的火電上網(wǎng)標桿電價、峰谷電價如表1 所示。

每個換流站功率損耗率為0.6%。年運維費率為靜態(tài)投資現(xiàn)值的1.8%。

不考慮背靠背直流工程傳遞有功類輔助服務以回收成本。A 端靠提供無功類輔助服務每年可回收0.3 億元，B 端靠提供無功類輔助服務每年可回收0.1 億元。

該工程可能存在如下的模式。

模式Ⅰ、Ⅱ：A、B 互為備用，兩電網(wǎng)間無電力流。B 端建設意愿較強。

圖1 成本分攤與回收流程

表1 火電上網(wǎng)標桿電價及峰谷電價 元／kWh

模式Ⅲ、Ⅳ：A 向B 輸電，參考電價為A、B 端電網(wǎng)的火電上網(wǎng)標桿電價，最大功率利用小時數(shù)為5 000 h。

模式Ⅴ、Ⅵ：A、B 互濟。A 端負荷高峰時，B 端處于負荷低谷，此時B 向A 輸電，參考電價為B 端電網(wǎng)的低谷電價和A 端電網(wǎng)的高峰電價，電力流有2股：1）最大功率為5 000 MW，最大功率利用小時數(shù)為3 000 h；2）最大功率為4 000 MW，最大功率利用小時數(shù)為1 000 h。談判約定的含增值稅、損耗電價的輸電價分別為0.03 元／kWh 及0.20 元／kWh。B 端負荷高峰時，A 端處于負荷低谷，此時A 向B 輸電，參考電價為A 端電網(wǎng)的低谷電價和B 端電網(wǎng)的高峰電價，電力流有2 股：1）最大功率為4 000 MW，最大功率利用小時數(shù)為2 000 h；2）最大功率為3 000 MW，最大功率利用小時數(shù)為1 000 h。談判約定的含增值稅、損耗電價的輸電價分別為0.02 元／kWh 及0.03 元／kWh。

其中模式Ⅰ、Ⅲ、Ⅴ為兩端按照某水平年預測全社會用電量占比分攤成本的模式，模式Ⅱ為建設意愿較強一端承擔全部成本的模式，模式Ⅳ、Ⅵ為凈受電一端承擔全部成本的模式。

計算結果如表2 所示。從表2 中得出，電量電價明顯高于容量電價。以容量電價回收成本對電價競爭力影響較小。以兩端分攤方式回收的容量電價之和不高于以一端承擔方式回收的容量電價，以兩端分攤方式回收的電量電價之和不高于以一端承擔方式回收的電量電價。因此成本分攤比由某端承擔更優(yōu)。

若以談判約定的電量電價為輸入條件研究模式Ⅴ、Ⅵ，B 向A 輸電電力流2)談判約定的輸電價不合理，不存在電價競爭力，不能納入成本分攤及回收。A因此導致的電力缺口需要以其他形式滿足。

若不將談判約定的電量電價作為輸入條件，模式Ⅴ、Ⅵ的輸電價總體不合理，不足以回收以無功類輔助服務費用調(diào)整之后的3 類費用年值，需要提升。

因每股電力流的價格落差足夠大，經(jīng)濟性合理，該直流背靠背工程可充分發(fā)揮其輸電性能。在模式Ⅲ、Ⅳ中，A 端電網(wǎng)火電上網(wǎng)標桿電價低于B 端，含增值稅、損耗電價的輸電價不影響電價競爭力，可以此方式回收成本。模式Ⅴ、Ⅵ中的3 股電力流亦然，因此3 股電力流均可參與成本的回收。

3 敏感性分析

3.1 火電上網(wǎng)標桿電價變化敏感性分析

當A 端火電上網(wǎng)標桿電價上升至0.32 元／kWh時，以模式Ⅲ、Ⅳ中電力流回收成本的測算如表3 所示。

表2 成本分攤及回收情況

表3 火電上網(wǎng)標桿電價變化后成本分攤及回收情況

此時電量電價過高，導致A 端電價相對B 端無電價競爭力。而容量電價以該水平年全社會用電量需求為基數(shù)測算，遠低于電量電價，因此以容量電價測算存在電價競爭力。

當A 端火電上網(wǎng)標桿電價上升至0.34 元／kWh時，因高于受端B 端電價，該電力流不能參與成本的回收，需考慮以其他的方式回收成本。

在模式Ⅲ、Ⅳ中，損耗費用年值與送端火電上網(wǎng)標桿電價成正比，該電價的升高會導致輸電價的升高，兩個電價的提高均使電價競爭力惡化。

3.2 輔助服務費用占比變化敏感性分析

當A 端提供輔助服務每年回收0.5 億元時，B端不需要且不提供輔助服務時，以模式Ⅲ～Ⅵ中電力流回收成本的計算如表4 所示。

表4 輔助服務費用占比變化后成本分攤及回收情況

3.3 工程靜態(tài)投資變化敏感性分析

隨著未來設備制造技術的成熟化，工程靜態(tài)投資存在降低的可能。當兩端換流站靜態(tài)投資各下降15% 時，模式Ⅲ～Ⅵ電力流回收成本的計算如表5所示。

表5 工程靜態(tài)投資變化后成本分攤及回收情況

費用成本的降低、增加提供輔助服務導致電量電價的降低，有利于鞏固電價競爭力。

3 種敏感性分析的計算表明，容量電價受到的影響不大。一般情況下，每個省級電網(wǎng)的峰谷電價落差足夠大，增值稅、損耗電價的電量、容量電價不足以影響電價競爭力。因此本文不進行峰谷電價變化的敏感性分析。

4 結語

基于電價競爭力和費用年值計算的理論體系，研究了背靠背直流工程成本分攤的策略及回收機制的適應性。從經(jīng)濟性角度，在盡可能避免成本過回收或欠回收的前提下，以最低輸電價回收成本的方式選擇了最優(yōu)成本分攤模式，定量分析了對電價競爭力的影響。當以容量電價回收成本時，每端預測的全社會用電量對容量電價影響較大。成本分攤模式影響了涉及雙方建設背靠背直流工程的意愿。由于逐年發(fā)生變化，需要定期進行調(diào)整，復核與成本回收機制的協(xié)調(diào)性。提供無功類輔助服務不影響背靠背工程的運行曲線，為工程成本的回收提供了新的渠道和途徑。如果送、受端可通過談判商定其他合理的成本分攤比例，回收策略亦可與成本分攤策略以前文的方式保持對應。

電價競爭力對電力流的經(jīng)濟可行性存在影響。盡可能將全部典型電力流納入成本分攤及回收，降低輸電價，優(yōu)化電價競爭力，使背靠背直流工程的經(jīng)濟性趨于合理。若此模型用于跨國背靠背直流工程的成本分攤及回收，需要考慮不同國家財稅制度差異，包括增值稅稅率的差異，以及關稅稅費的分攤及回收。關稅稅費需要在公式（1）中附加考慮。此時電價競爭力惡化。需考慮采用涉及各國的財稅優(yōu)惠政策，包括減低關稅稅率等措施。

若背靠背聯(lián)網(wǎng)工程連接的兩端電網(wǎng)均按邊際電價結算或?qū)嵭懈們r上網(wǎng)，則模式Ⅲ、Ⅳ無法按照標桿電價測算損耗費用。該策略需要結合電網(wǎng)市場化改革的深入進行優(yōu)化調(diào)整。若考慮背靠背直流工程考慮以各類可量化的經(jīng)濟、社會效益回收成本，則有降低輸電價的可能。因過程更為復雜，對相關政策的制定存在影響，有待進一步研究。