第三节
电价形成机制

北欧电力市场电价由以下几部分组成：电能价格、输配电价、税金。对于发电企业、大用户（一般指 33 千伏及以上用户）、普通用户（一般指 22 千伏以下用户），各部分电价形成都有差异。

一、电能价格

发电商、大用户在北欧电力市场中的电能价格由其参与的物理市场价格决定。由前所述，市场成员最终电能价格最多可包括日前现货市场价格、日内平衡市场价格、实时平衡市场价格、调频价格、第三级备用价格和不平衡量价格。

在日前现货市场中，根据各市场成员的报价，北欧电力现货交易所首先进行无约束市场出清，得出系统价格；当出清结果引起区域间传输阻塞时，则分成不同的价区，市场成员的电能价格为各分区的分区电价。

普通用户不能直接参与市场竞价，可在本区域内选择电力零售商，但不能跨国选择。电力零售商一般提供三种不同类型的电能价格合同：标准可变电价合同（SVP ，价格周期性变化）、跟踪现货市场价格合同（SP ，价格与现货市场价格一致）、固定价格合同（FP ，价格不变）。

发电商、大用户都安装了 24 小时分时表计。小用户暂未安装分时表计，如小用户选择了跟踪现货市场价格的合同，其所选电力零售商将根据该类型用户的典型负荷曲线把用户的用电总量分解至每小时进行结算，用户可根据自己的实际用电情况向电力零售商申请调整自己的典型负荷曲线。

用户也可以选择可中断合同，根据中断时间的长短，用户获得相应费用。

二、输配电价

（一）输配电价核定

北欧四国先后建立了基于节点的输配电价机制。各国的政府和监管机构在欧盟统一框架之下，制定颁布了相应的法案和规则对电网和市场运行进行管理。下面以挪威为例阐述输配电价管理。

挪威输配电价由市场监管机构——挪威水利资源和能源委员会（NVE）负责管理并核定。 NVE管理目标是保障电网公司合理的投资收益、激励整个系统高效运行、电网得以充分利用和科学发展。挪威输配电价管理根据 1990 年 12 月 7 日颁布的No.959 规定执行，其中包括发电、输变电、交易、配电和用户等环节的管理；目前采用的输配电价定价具体方案是根据 1999 年 3 月 11 日颁布的NO.302 规定的收益上限（Revenue Caps） ，采用加权平均资本成本法计算（WACC）得来；2001 年为激励电网公司提高供电质量，核算收益上限过程中引入了中断成本（CENS-Cost ofEnergy Not Supplied）因素；2007 年 1 月 1 日修订完善规定并延续至今。根据能源法案规定，收益上限主要计算原则需定期重新评估，但确定模型后必须至少使用 5年以上。

NVE在核定监管电网公司收益时采用四六法则，包括系统运行成本（System Operations，主要组成部分是：购买调节电网阻塞费用、一次调频及第三级备用容量费用，以及购买无功等系统辅助服务费用）和电网运行成本（Network Operations Cost，与电网设备运行相关）的核定：即 40 %的收益基于运行实际成本（根据账面反映成本确定），也称为基本成本（Cost Base）；60 %的收益基于标杆成本（Cost Norm）来核定。核算采用对标分析法（配电网公司互相对标， TSOs与欧洲其他TSOs对标），依据历史成本（目前以 5 年为期）结合未来几年发展成本估算确定。一般来说，低成本、高效率的电网公司，利润指标高于平均值，高成本、低效率的公司，利润指标低于平均值。挪威各输配电网公司平均资产收益率为 7 %～ 8 %。

挪威输配电价管理模型称为“事前收益上限模型”。主网、区域网、配网拥有的公司每年 9 月向NVE提交次年的预算收益和输配电价。 NVE对每家输配电网公司收益上限进行核算，其他用户有权向NVE提出异议。每个年度以前，各电网公司根据NVE核定的允许收益上限确定具体输配电价定价。 NVE设置年度盈亏平衡账户，管理控制实际收费的与允许收费偏差费用，多余收益补偿用户，而亏空资金需要回收，长期目标是保持账户结余为零。

NVE鼓励电网公司提高输供电质量。在核定电网公司输配电价收益上限的模型中，将预先设定的停电参考标准（依据历史平均停电水平确定）与实际停电水平相比较，即预计电网供电中断成本以 60 %的权重纳入计算；而允许收益计算需扣除实际中断成本（所有中断供电均纳入计算，不计长短，如停电长于 12 小时，电网公司需直接付费补偿用户）。依此原则核算，实际停电率相对较高的电网公司允许收益将低于之前核定的收益上限，实际停电率相对较低的电网公司允许收益将高于之前核定的收益上限，监管机构以此方法来激励电网拥有者提高供电可靠性。

NVE激励电网公司合理投资运行电网。电网公司的实际收入包括用户缴纳电价电费、阻塞收益和系统运行获得的收益，当电网公司从阻塞管理中获得收益时，在NVE核算输配电价模型中将会相应减少用户缴纳的基本电价电费；另一方面，电网公司消除阻塞的费用也是核算输配电价的基础成本。这种处理阻塞收益和费用的方法间接激励电网公司把这部分收益用户电网投资以减轻电网阻塞，同时避免了电网公司利用阻塞获得额外收益的可能。

图4.15 所示的是NVE核算电网公司收益的简要流程。

计算收益上限的公式如下：

式中： RC _t 为收益上限； C _t 为与电网设备运行成本相关的基础成本； 与电网设备运行成本相关的标杆成本； 为预计电网供电中断成本； SO _t 为系统运行相关的基础成本； 为系统运行相关的标杆成本。公式中标杆成本衡量着竞争程度，其权重设定为 0.6 。

收益上限核算的主要目的是向各电网公司在确定输配电价时提供大致的参考。根据NVE规定，为能在每年度以前核算完成每个电网公司收益上限，核算基于电网公司两年前的运行成本（即 2012 年的收益上限基于 2010 年的成本状况），以及次年WACC、 CPI、电能损耗及系统运行成本相关的参考价格的预计，到次年结束才能确切知道模型预测部分的实际参数，此时NVE再次根据实际参数确定最终的收益上限。

电网公司计算允许收益的公式如下：

式中： AR _t 为允许收益； RC _t 为NVE核定的收益上限； PT _t 为资产税收； TC _t 为其他电网的关税成本； CENS _t 为实际电网供电中断成本，计算允许收益时将从收益上限中扣除；中括号中的内容是使用两年前运行成本核算的等价折算， DEP 为折旧成本， RAB 为受监管资产的基础成本， WACC _t 为加权平均资本成本。

当每年相关数据（收益上限、实际收益、允许收益等）就绪后， NVE就能确定该年盈亏平衡账户，也就是在收益上限确定大约一年之后，所有公司报送各自实际成本。平衡账户资金通过后续年份电价变动实现返补，最终实现零结余。

（二）输配电价结构

北欧电力市场中输配电价分为变动和固定价格两部分，即变动价格和固定价格。

1.变动价格

变动价格用于回收电网运行短期边际成本，包括边际网损和其他变动成本，与电网节点位置有关，收取/支付费用与其发用电量有关。 TSO每年根据典型潮流，采用网损微增率方法计算网损，因此，各阶段电网运行方式不同，变动价格也不同。一般来说，用户可选择支付冬季、夏季不同的变动价格。从主网、区域网到配网，网损变大，变动价格依次提高。

2007 年以来， TSO每周以周典型潮流分别计算白天、晚上的节点边际网损系数，用户也可选择跟踪周变化、分昼夜的网损系数，网损系数区间为［-10 %，+10 %］。这样的价格信号反映了电网实际运行情况，可激励用户和市场成员充分利用电网资源、优化运行方式、减少网损。

2.固定价格

电网成本主要依靠固定的输配电费回收，电网接入用户的收费与其所在的电网位置相关，主网用户只需要支付主网的使用费，区域网用户需要支付主网、区域网的使用费，配网用户需要支付主网、区域网和配网的使用费。

所有发电商都支付相同的基本输配电费（Basic G），与其所在电网节点位置无关。

用户支付的基本输配电费（Basic L）与其所属类型相关，相对终端用户，大工业用户基本电价较低；另外，与电厂联系紧密的用户基本电价也较低。

一般来说，用户输配电费中变动部分约占 20 %，小用户承担这部分比例更大。发电商支付的总输配电费比用户支付少 50 %。

北欧电力市场中，用户支付电费由三部分组成：税金，等于能源税加上增值税，占销售电价的 32 %左右，其中：能源税占 13 %左右，增值税占 19 %；电能价格，即上网电价，占销售价格的 35 %左右；输配电服务价格，即过网费，占销售电价的 33 %左右，其中：主干网的过网费占 4 %，地区网占 10 %，配网占 19 %。 hbSZbI/Q6O6XwuFsyaoP06JK9aJHsjWdAR81sN+mfz1bkPZZ5tAZToIlViYKf8C8