游沛羽，高秀云，佟宇梁，刘 学

（1.国网经济技术研究院有限公司，北京 102209；2.国网黑龙江省电力有限公司经济技术研究院，黑龙江 哈尔滨 150000；3.清华大学能源互联网创新研究院，北京 100084）

0 引言

通过直流背靠背异步互联的交流电网具有减少连锁故障导致的大面积停电风险、避免低频振荡等优点［1］。我国已有多个投运及规划中的背靠背联网工程案例。例如，高岭背靠背直流工程承担着东北向华北送电任务，有助于东北、华北电网共享调峰容量；渝鄂背靠背直流工程简化了链式电网安全稳定控制策略；灵宝背靠背直流工程实现了跨区域资源优化配置，促进了西北电网、华中电网各类新能源补偿调节；鲁西背靠背直流工程既增大了送出云南富余水电的能力，同时也化解了由于交直流功率转移引起的电网安全问题，简化了云南电网复杂故障下电网安全稳定控制策略；中俄黑河背靠背直流工程汇集了俄罗斯远东地区的盈余电力，增大了俄罗斯向中国的输电能力。我国其他地区电网公司亦曾提出建设背靠背直流工程的设想，目的是简化送端电网复杂故障下的控制策略，或互为对端电网的紧急备用电源。国外也建设了很多背靠背直流工程，如日本中西部电网频率为60 Hz，东部电网频率为50 Hz，两个区域电网通过佐久间（300 MW）、新信浓（600 MW）和东清水（300 MW）3 个背靠背换流站实现非同步电网的功率交换，提高系统运行经济性，减少备用容量。同时，在发生故障后可进行紧急功率交换，提高系统运行可靠性［2］。

背靠背直流工程两端电网产权属于不同单位，在可行性研究中存在成本分摊问题。关于成本分摊，已存在一些研究。日本电网由9 个电力公司运营，目前尚无文献提到3 个换流站的运维费用等各类成本在各电力公司的分摊方法。国情是成本分摊需考虑因素之一，各国电网成本分摊方法为牌照法、邮票法、效益占比法、源荷对半法等方法中某一方法或者多种方法的组合。文献［3-4］分别基于半不变量法、最大负荷责任法、比例潮流追踪理论，提出了电网固定、可变成本的分摊方法，避免了典型日选取的主观性，按照“谁使用谁分配”的原则动态分配可变成本，以保障各类成本公平、合理分摊，该方法需要借助两端电网的数据，且尚未在工程中应用。文献［5-6］提出由受端电网分摊所有的费用，主要原因为负荷需求的增加引起了电网潮流、电源的增加以及网架结构趋于复杂。该方法在工程中应用较多，但不适用于送受电意愿不明确、且送电方向不定期存在变化的互联工程。

目前尚无文献在考虑两端送受电意愿，区分不同类型背靠背直流工程建设必要性的前提下，提出不同工程的成本分摊与回收模式。考虑输变电工程规划的流程及内容，基于不同背靠背工程的建设必要性，结合提供或引起辅助服务的可能性，用以辅助服务费用调整后的静态投资计算输电价回收成本，提出适应不同类型工程的成本分摊方法及回收机制。所述工程成本包括文献［7］提出的静态投资、运行维护费用、损耗费用等。

1 背靠背工程的成本分摊策略

1.1 相关算法的弊端

测算电量、容量电价［8］是为了在满足一定的税率、资本金内部收益率的前提下，合理回收包含税费在内的成本。在实际操作中，电量电价测算法适用于单股电力流通过一个输电通道或一个断面的输电价测算，弊端为通道或断面的最大功率利用小时数低时，输电价很高，易造成送端电力到达受端后失去电价竞争力。

容量电价测算法适用于存在多股同向或反向电力流或不存在电力流的场合。容量电价测算法以未来通道、断面连接的两区域预测的逐年全社会用电量为基础，因此，容量电价需逐年计算。另外，两区域的逐年全社会用电量可以乘任意权重系数（可以为0），将两区域承担输电通道或断面工程成本回收任务的意愿量化，纳入计算，存在以一端容量电价回收全部成本的可能。预测的全社会用电量具有很大的不确定性，所以此方法的结果亦有不确定性。

存在多股电力流的情况很难算出某股电力流的电量电价，一般通过协议或谈判约定。由高上网电价区域流向低电价区域的电力流输电价，可能为负值。若无其他更佳的方法回收成本，方可考虑以电量电价、容量电价（含对应的增值税、损耗电价）回收。

单位容量年费用法适用于不同电压等级及规模交、直流输变电工程的成本评估及分摊［6］、经济输电范围［9］论证。考虑换流站提供或增加辅助服务的可能性，成本分摊结果会受到影响。

1.2 适用于背靠背直流工程的成本分摊及回收模式

基于电力、调峰、电量平衡［7］、生产模拟等手段，结合工程可带来的各类效益［10］，分为无电力流的互为备用、单向送电和双向互济3 方面论述工程的建设必要性。单向送电的电力流以该直流工程容量及相应的最大功率利用小时数体现。双向互济包括含共享调峰容量在内的电力交换等，此电力流向可为成本测算、分摊、回收研究的基础，以背靠背工程涉及两区域电网的逐年火电上网标杆电价或峰谷电价、每向电力流的最大功率及其持续小时数，测算总损耗费用［6］。不同电力流的上网电价存在差异，需要分别测算后求和。由于目前我国有风电、光伏电力平价上网的政策，两类电力的上网标杆电价与火电相同。

在背靠背直流工程为两端电网削峰填谷时，存在双向电力流。不考虑峰谷电价，以标杆电价计算损耗费用大小，不能客观反映其成本及对应输电价。

因为背靠背工程不涉及直流线路，不考虑直流线路引起的输电走廊土地贬值费用。在费用年值中，损耗费用和静态投资年值占比较大［9］。每端分摊的费用作为影响成本回收模式的决定性因素，对各端建设该工程的意愿影响很大，因此需要定量分析以静态投资、运行维护费用、损耗费用年值为代表的各端应分摊的成本及因提供或引起辅助服务调整的成本。

背靠背直流工程在每端交流电网提供或引起的辅助服务，可分为有功类和无功类。有功类与两端电网负荷特性、电源结构、网架结构等关系较大，与背靠背直流工程相关度不大。引起端电网向提供端电网提供有功类辅助服务费用，不计入背靠背直流工程的总成本。

在采用商用软件做电力电量平衡时，可将直流输电系统的运行曲线作为确定的输入条件，将其连接的各端交流系统解耦。若直流系统提供过多的有功类辅助服务以回收成本，则对其运行曲线影响较大，影响直流工程的建设必要性。若直流工程因参与有功类辅助服务降低利用小时数过多，则该工程经济性欠佳。因此，不建议直流工程提供过多的有功类辅助服务。

无功类辅助服务仅与该端换流站相关。常规直流换流阀需要一定的动态无功支撑，而柔性直流换流阀可提供一定的动态无功支撑。结合两端电网运行调度经验和辅助服务交易的实际情况，估算每端换流站提供或引起无功类辅助服务应获取或支付的费用，以该费用调整每端应分摊的成本。

1.2.1 成本分摊模式

因电力流引起的损耗费用由各电力流受端分摊。因为上网标杆电价、每端电网全社会用电量逐年发生变化，当按电量需求占比分摊静态投资、运维费用时，逐年情况可能存在差异，所以，成本应以费用年值分摊，计及利息带来的影响。考虑两端电网送受电的意愿，改进文献［6］的成本分摊策略。

成本分摊模式包括6 种：模式Ⅰ为无电力流情形下，两端电网在每一水平年按电量需求比例分摊；模式Ⅱ为无电力流情形下，由建设意愿较强的一端电网承担；模式Ⅲ为只有单向电力流情形下，两端电网在每一水平年按电量需求比例分摊；模式Ⅳ为只有单向电力流情形下，受端电网承担；模式Ⅴ为有双向电力流情形下，两端电网在每一水平年按电量需求比例分摊；模式Ⅵ为有双向电力流情形下，净受入电量更多的一端承担，若两端净受入电量均为0，则两端各分摊50%静态投资及运行维护费用。总体而言，可以分为两大类情形：两端按电量需求比例分摊与净受电或建设意愿较强一端承担。

当单向送电时，某水平年每端分摊总费用年值的测算过程为：

式中：c 为每端分摊的总费用年值；c1为该端静态投资费用年值；c2为该端运行维护费用年值；c3为该端损耗费用年值；X 为该端提供或引起无功类辅助服务调整的费用年值，提供为正值，引起为负值；c0为该端静态投资现值；q 为年值现值换算系数，当工程生命周期为30 年、资本金内部收益率为8%［9］时为11.257 8；m 为运行维护费率；c4为电力流上网电价；P 为最大功率；T 为最大功率持续小时数；η 为功率损耗率。

当建设必要性为无电力流的互为备用时，c3=0。

当建设必要性为双向互济时，存在多股同向或反向电力流，式（4）需要修正为式（5）。

式中：c3i为第i 股电力流在该端的损耗费用年值；c4i为该电力流上网电价；Pi为该电力流的最大功率；Ti为该电力流的最大功率持续小时数；ηi为该电力流的功率损耗率；d 为电力流总股数。

1.2.2 成本回收模式

对于电力流而言，电价竞争力是检验其经济性的重要手段［11］。当每股电力流的送端电价低于对应的受端电价时，其可能存在电价竞争力，否则该电力流经济性不合理，不能参与成本的回收及输电价的计算。如果没有可选的电力流，则该成本分摊策略不存在可行的对应成本回收机制，必须考虑以其他的方式回收成本。

对于模式Ⅰ、Ⅱ来说，不存在电力流，无须比较送端电价及对应的受端电价。

如果某端提供无功类辅助服务获取的费用足以回收其应分摊的3 类费用成本年值，达到平衡或存在盈余费用，可视为该端成本过回收，该端含增值税、损耗电价的输电价为0。除此情况外，为了不导致费用过回收或欠回收，与成本分摊策略适应，每一端分别以含增值税、损耗电价的电量电价或以各端该水平年电量需求预测值为基础的容量电价回收以无功类辅助服务费用调整后的总成本。

模式Ⅰ、Ⅱ可考虑以容量电价回收各端成本。模式Ⅲ、Ⅳ可考虑以电量、容量电价回收各端成本。模式Ⅴ、Ⅵ可考虑以容量电价回收各端成本；或以总交换电量测算各电力流加权平均电量电价；或以式（6）—式（7）验证谈判约定的各电力流电量电价的合理性，其应使对应电力流存在电价竞争力，以其与对应的交换电量回收成本。

式中：ni为第i 股电力流的电量；ai为该电力流谈判约定的含增值税、损耗电价的电量电价；r 为增值税税率；Y 为考虑该端成本全部回收后的盈余费用年值，应大于0。

对于所有模式，需要将辅助服务费用年值等效为每端静态投资现值的调整，将调整后的静态投资现值纳入该水平年电量电价、容量电价的测算［8］。调整方式为：

对于模式Ⅴ、Ⅵ，需要将多股正向或反向电力流等效为一股从净送电区域向净受电区域的电力流。考虑背靠背直流工程运行曲线可能达到的最大功率，等效方法为：

式中：n 为总交换电量，绝对值的含义为不考虑每股电力流的方向，此时T 为等效电力流的最大功率利用小时数。

等效电力流的上网电价为所有电力流基于各自电量的加权平均上网电价，在计算含增值税、损耗电价的输电价前，应比较加权平均上网电价与对应电力流在受端待比选的标杆电价的加权平均值。计算输电价后，亦应核验等效电力流的到网电价是否存在电价竞争力。

将每股电力流的输电价加上对应送端电价，与对应受端电价进行比较。当不高于受端电价时，该电力流存在电价竞争力，经济性合理。若高于受端电价时，其经济性不合理，该电力流不能参与以电量或容量电价的成本回收。去掉该电力流，计算仅依赖其他可选的电力流回收成本时的电量或容量电价，直至所有保留的电力流存在电价竞争力。如果没有保留的电力流，则该成本分摊策略不存在合理的对应成本回收机制，必须考虑以其他的方式回收成本。

求得两端电量或容量电价以后，将其求和，作为含增值税、损耗电价的总输电价。对比不同成本分摊策略下的总电量或容量电价，较低者对应的成本分摊策略较优。若总电量或容量电价偏低，则该成本分摊与回收的模式合理。反之则说明，费用成本过高或以提供无功类辅助服务回收的费用不足，影响设计方建设该工程的意愿。流程如图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，增值税税率17%。静态投资62 亿元，容量5 000 MW。连接A、B 两省份，两端换流站均为柔性直流换流站。A 省在未来某水平年的全社会用电量约为3 000 亿kWh，B 省为7 000 亿kWh。

A、B 两端所属电网该水平年的火电上网标杆电价、峰谷电价如表1 所示。

每个换流站功率损耗率为0.6%。年运维费率为静态投资现值的1.8%。

不考虑背靠背直流工程传递有功类辅助服务以回收成本。A 端靠提供无功类辅助服务每年可回收0.3 亿元，B 端靠提供无功类辅助服务每年可回收0.1 亿元。

该工程可能存在如下的模式。

模式Ⅰ、Ⅱ：A、B 互为备用，两电网间无电力流。B 端建设意愿较强。

图1 成本分摊与回收流程

表1 火电上网标杆电价及峰谷电价 元／kWh

模式Ⅲ、Ⅳ：A 向B 输电，参考电价为A、B 端电网的火电上网标杆电价，最大功率利用小时数为5 000 h。

模式Ⅴ、Ⅵ：A、B 互济。A 端负荷高峰时，B 端处于负荷低谷，此时B 向A 输电，参考电价为B 端电网的低谷电价和A 端电网的高峰电价，电力流有2股：1）最大功率为5 000 MW，最大功率利用小时数为3 000 h；2）最大功率为4 000 MW，最大功率利用小时数为1 000 h。谈判约定的含增值税、损耗电价的输电价分别为0.03 元／kWh 及0.20 元／kWh。B 端负荷高峰时，A 端处于负荷低谷，此时A 向B 输电，参考电价为A 端电网的低谷电价和B 端电网的高峰电价，电力流有2 股：1）最大功率为4 000 MW，最大功率利用小时数为2 000 h；2）最大功率为3 000 MW，最大功率利用小时数为1 000 h。谈判约定的含增值税、损耗电价的输电价分别为0.02 元／kWh 及0.03 元／kWh。

其中模式Ⅰ、Ⅲ、Ⅴ为两端按照某水平年预测全社会用电量占比分摊成本的模式，模式Ⅱ为建设意愿较强一端承担全部成本的模式，模式Ⅳ、Ⅵ为净受电一端承担全部成本的模式。

计算结果如表2 所示。从表2 中得出，电量电价明显高于容量电价。以容量电价回收成本对电价竞争力影响较小。以两端分摊方式回收的容量电价之和不高于以一端承担方式回收的容量电价，以两端分摊方式回收的电量电价之和不高于以一端承担方式回收的电量电价。因此成本分摊比由某端承担更优。

若以谈判约定的电量电价为输入条件研究模式Ⅴ、Ⅵ，B 向A 输电电力流2)谈判约定的输电价不合理，不存在电价竞争力，不能纳入成本分摊及回收。A因此导致的电力缺口需要以其他形式满足。

若不将谈判约定的电量电价作为输入条件，模式Ⅴ、Ⅵ的输电价总体不合理，不足以回收以无功类辅助服务费用调整之后的3 类费用年值，需要提升。

因每股电力流的价格落差足够大，经济性合理，该直流背靠背工程可充分发挥其输电性能。在模式Ⅲ、Ⅳ中，A 端电网火电上网标杆电价低于B 端，含增值税、损耗电价的输电价不影响电价竞争力，可以此方式回收成本。模式Ⅴ、Ⅵ中的3 股电力流亦然，因此3 股电力流均可参与成本的回收。

3 敏感性分析

3.1 火电上网标杆电价变化敏感性分析

当A 端火电上网标杆电价上升至0.32 元／kWh时，以模式Ⅲ、Ⅳ中电力流回收成本的测算如表3 所示。

表2 成本分摊及回收情况

表3 火电上网标杆电价变化后成本分摊及回收情况

此时电量电价过高，导致A 端电价相对B 端无电价竞争力。而容量电价以该水平年全社会用电量需求为基数测算，远低于电量电价，因此以容量电价测算存在电价竞争力。

当A 端火电上网标杆电价上升至0.34 元／kWh时，因高于受端B 端电价，该电力流不能参与成本的回收，需考虑以其他的方式回收成本。

在模式Ⅲ、Ⅳ中，损耗费用年值与送端火电上网标杆电价成正比，该电价的升高会导致输电价的升高，两个电价的提高均使电价竞争力恶化。

3.2 辅助服务费用占比变化敏感性分析

当A 端提供辅助服务每年回收0.5 亿元时，B端不需要且不提供辅助服务时，以模式Ⅲ～Ⅵ中电力流回收成本的计算如表4 所示。

表4 辅助服务费用占比变化后成本分摊及回收情况

3.3 工程静态投资变化敏感性分析

随着未来设备制造技术的成熟化，工程静态投资存在降低的可能。当两端换流站静态投资各下降15% 时，模式Ⅲ～Ⅵ电力流回收成本的计算如表5所示。

表5 工程静态投资变化后成本分摊及回收情况

费用成本的降低、增加提供辅助服务导致电量电价的降低，有利于巩固电价竞争力。

3 种敏感性分析的计算表明，容量电价受到的影响不大。一般情况下，每个省级电网的峰谷电价落差足够大，增值税、损耗电价的电量、容量电价不足以影响电价竞争力。因此本文不进行峰谷电价变化的敏感性分析。

4 结语

基于电价竞争力和费用年值计算的理论体系，研究了背靠背直流工程成本分摊的策略及回收机制的适应性。从经济性角度，在尽可能避免成本过回收或欠回收的前提下，以最低输电价回收成本的方式选择了最优成本分摊模式，定量分析了对电价竞争力的影响。当以容量电价回收成本时，每端预测的全社会用电量对容量电价影响较大。成本分摊模式影响了涉及双方建设背靠背直流工程的意愿。由于逐年发生变化，需要定期进行调整，复核与成本回收机制的协调性。提供无功类辅助服务不影响背靠背工程的运行曲线，为工程成本的回收提供了新的渠道和途径。如果送、受端可通过谈判商定其他合理的成本分摊比例，回收策略亦可与成本分摊策略以前文的方式保持对应。

电价竞争力对电力流的经济可行性存在影响。尽可能将全部典型电力流纳入成本分摊及回收，降低输电价，优化电价竞争力，使背靠背直流工程的经济性趋于合理。若此模型用于跨国背靠背直流工程的成本分摊及回收，需要考虑不同国家财税制度差异，包括增值税税率的差异，以及关税税费的分摊及回收。关税税费需要在公式（1）中附加考虑。此时电价竞争力恶化。需考虑采用涉及各国的财税优惠政策，包括减低关税税率等措施。

若背靠背联网工程连接的两端电网均按边际电价结算或实行竞价上网，则模式Ⅲ、Ⅳ无法按照标杆电价测算损耗费用。该策略需要结合电网市场化改革的深入进行优化调整。若考虑背靠背直流工程考虑以各类可量化的经济、社会效益回收成本，则有降低输电价的可能。因过程更为复杂，对相关政策的制定存在影响，有待进一步研究。