积极探索线损交易机制助力输配电价改革

2023年5月，国家发改委发布的《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（以下简称《通知》）为新一轮输配电价改革吹响了号角。在新发布的分电压等级输配电价表中不再包含线损折价，而是将上网环节线损单列，按综合线损率计算用户应采购的线损电量，以其实际购电价格承担线损费用。《通知》明确规定：“电力市场暂不支持用户直接采购线损电量的地方，继续由电网企业代理采购线损电量，代理采购损益按月向全体工商业用户分摊或分享”。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”作者：陈刚、范琨、姜可馨、谢宁）

这一举措有着深远的意义。一方面，综合线损率客观反映了电网企业的技术水平和管理能力，将其单列出来有助于政府和社会公众更好地监督电网企业的经营，推动电网企业通过降损增效来实现成本节约共享；另一方面，随着市场化规则的逐步完善，直接参与市场化交易用户的购电价格越低，线损费用也会越低，因此能够激励用户积极参与电力市场交易，充分享受电力市场化改革带来的红利。

国内外电力市场线损处理经验

近年来，随着全球电力市场化改革的深入，如何合理处理线损费用成为各国电力市场管理中的一个重要课题。不同国家和地区根据各自的市场结构和技术特点，采用了不同的线损费用结算方式。

国外典型电力市场线损处理经验

分节点或区域计算线损系数，精确分摊线损费用。在美国，PJM电力市场将线损费用计入批发市场的节点边际电价中，通过实时潮流数据计算出的节点边际线损系数，配合电能量价格得出线损电价。PJM市场实时计算并发布节点边际线损系数，日前市场和实时市场的线损系数分别按小时和每五分钟更新一次，并根据各自计算结果进行独立结算。整个电力系统的线损费用最终由用户侧承担。英国电力市场则采用了基于边际线损系数法与平均线损系数法结合的方式，市场将全境划分为14个线损系数区，每个区域内的所有机组在一个结算周期内使用相同的线损系数，在区域内，用户无论其交易位置如何，都需要承担相同的线损费用，线损系数每年更新一次，依据的是过去一年的测量和网络数据样本，线损费用的45%由发电侧承担，55%由用电侧承担。北欧电力市场，包括丹麦、挪威、瑞典和芬兰等国，采用了将线损费用纳入输电费率中的方式。用户通过支付输电费来承担线损费用，其中网络损耗被包含在可变费率中。芬兰和丹麦采用邮票法分摊线损费用，而瑞典和挪威则由电力传输机构支付线损费用，并依据每个用户的传输时段和边际损耗率确定具体费用。在澳大利亚，电力市场被划分为五个区域，每个区域定义一个参考节点，边际线损系数则根据从该参考节点向联接点输送电力的损耗来确定。澳大利亚通过对前一财政年度的历史数据进行分析，计算每半小时的静态线损系数，并根据负荷权重平均得出最终结果。线损费用全部由用户承担，并通过边际线损系数折算到用户电价中。综上所述，国外各大典型电力市场在处理线损费用上采取了不同的策略，但可以归纳为三种主要的结算方式：计入电价折算、计入电量折算以及计入输配电费率。其具体的线损分摊及结算方法对比见表1。

国内各电力市场线损处理经验

采用综合线损率计算线损费用，各电力市场实行差异化处理方式。国内电力市场在处理线损费用方面，经历了三个监管周期的逐步调整，如图1所示。在前两个周期中，输配电价表中的电价已包含线损费用，但自进入第三监管周期以来，原本包含在输配电价内的上网环节线损费用被单独列出，并根据综合线损率计算用户侧的上网环节线损折价。目前，除广东省和内蒙古自治区外，全国大部分省区已实行全省（区、直辖市）统一管理，使用相同的综合线损率。在广东和内蒙古，则实行分区管理，分别将广东省划分为广东和深圳两个区域，内蒙古划分为蒙东和蒙西两个区域，并针对不同地区采用不同的线损处理办法。在线损电量购买方式方面，当前所有省份均由电网公司代理采购线损电量。值得注意的是，在87%的省份中直接交易用户和代理购电用户均按照代理购电的平均上网电价计算线损折价。然而，江苏、安徽、新疆和宁夏等省区对直接交易用户与代理购电用户实施不同的线损折价政策。在结算方式方面，已有53%的省区将上网环节的线损折价纳入分时电价浮动范围，具体包括江苏、广东、山东、陕西等地，而其他省区尚未将上网环节的线损折价与分时电价挂钩。此外，66%的省区已启动代购线损费用损益计算机制，例如江苏、安徽、山东、山西等地，但仍有部分省区未开展该项工作。各电力市场在线损费用管理中的差异化政策展现了改革的灵活性与适应性，也为电力市场的精细化管理提供了实践经验。

国内不同阶段线损

交易机制探索

线损费用单列会对电力市场运营各个环节产生重要影响，亟需开展相关分析研究。基于国内外已有的线损处理经验，可以考虑设计国内不同阶段的线损交易机制如下：近期采用统一综合线损率、中期采用分区综合线损率、远期采用边际线损率来分摊线损费用，逐步实现线损费用的公平分摊，推动电力市场更加透明和合理，为向成熟的现货市场过渡奠定基础。不同阶段线损交易机制实施路径如图2所示。

近期：为保持政策的连续性和市场的稳定性，仍由电网公司统一代理购买线损电量，线损费用通过上网环节线损折价随输配电价一同收取，且继续沿用第三监管周期国家公布的全省统一综合线损率来计算用户侧线损折价。该阶段交易主体分为代理购电用户和直接交易用户。为进一步推动市场化进程，对不同交易主体的上网环节线损折价实行差异化处理，直接参与市场交易的用户与代理购电的工商业用户根据各自实际的上网电价计算其线损折价。由于实际购电价格与预测购电价格存在差异，实际线损电量与预测线损电量存在差异，因此会产生线损费用新增损益，该部分损益由全体工商业用户根据其购电量占总购电量的比例进行分摊。

中期：与近期不同的是，该阶段各省可以考虑按照行政区域或者调度区域进行分区管理，针对不同地区计算其综合线损率。不同地区用户的线损折价将根据各地区综合线损率计算得出，进一步促进线损费用的合理分摊。同时，在近中期均可考虑将上网环节线损折价与分时电价结合，使得不同时间段的电力传输损耗能够更精准地体现在电价中，进一步激励用户优化用电行为。

远期：随着现货市场机制的完善，预计未来电力现货市场出清模型中将包含线损分量，此时用户则能够直接参与购买线损电量，所有用户都应参与到市场化交易中来。该阶段考虑将按照行政区域或调度区域划分的若干区域视为独立的电力节点，并基于各节点的边际线损率计算线损折价，此时各节点线损折价包含在节点边际电价中，用户侧线损费用通过节点边际电价进行收取。根据美国PJM电力市场经验，使用边际线损率回收的线损费用大约是实际线损费用的两倍，因此产生的盈余由全体用户根据其购电量占总购电量的比例来进行分摊。各阶段线损交易机制对比见表2。

不同阶段线损交易机制

预期效益分析

国内不同阶段线损交易机制的设计，借鉴了国外线损处理的成功经验，预计将在电力市场的高效运行、成本控制和资源优化配置方面发挥重要作用。

一是鼓励更多用户参与电力市场化交易。由于各电力市场对不同用户进行差异化处理，用户的购电价格越低线损费用也会越低，用户会更为积极主动地直接参与市场化交易，从而减少购电成本，充分享受电力市场化改革带来的红利。

二是推动电网企业降损增效。通过分别计算各地区综合线损率，低线损率地区将承担较少的线损费用，而高线损率地区则需承担较高费用。这种奖惩机制将促进低线损率地区吸引更多的投资与发展，同时鼓励高线损率地区采取措施降损增效。

三是完善电力市场价格形成机制与市场体系。从综合线损率到边际线损率，通过逐步精确地计算上网环节线损折价，可以更加准确地反映电力传输中的损耗成本，有助于为市场参与者提供更清晰的价格信号，使电力市场中的价格形成机制更加透明、合理，为向更成熟先进的现货市场过渡奠定基础。

本文刊载于《中国电力企业管理》2025年2期，作者陈刚、范琨供职于江西电力交易中心有限公司，姜可馨、谢宁供职于上海交通大学电气工程学院