输配电的合理定价得到了越来越多的关注。尤其是对跨省跨区交易，以及增量配网改革，不合理的输配电定价机制可能影响大范围交易的成交，影响增量配网改革的成效。上一篇文章中，我们对输配电定价进行了总体的介绍，并基于一个最简单的算例进行了说明。本文在上篇文章的基础上，对更加复杂的情况进行进一步的分析和讨论。
一、不同负荷特性的用户的输电定价方法
输配电定价 输配电服务概述
上篇文章(参考：)提到，考虑到输配电网的规划、建设主要是考虑系统峰荷的情况，相关的成本也应该以系统峰荷时的情况进行分摊。
一般输配电价格按年度或月度核定，根据用户对系统峰荷的影响分摊。下面给出实际中可以采用的几种定价形式。
1、一部制的容量定价机制，根据用户在系统（年度）峰荷时的负荷分摊
由于系统最大负荷时刻具有一定的不确定性，为了减小不确定性，可以采用多个峰荷加权的方式。典型的是采用3个最大负荷时段的负荷的加权值。这三个时段是最大负荷时段、次大负荷时段、第三大负荷时段，一般对这三个时段之间的间隔进行一定的限制，不少于一定的时间。比如图1所示为某地区某月负荷最高的连续6天的情况。可以看到，最大负荷是在8月6日的19点，负荷为400万千瓦。如果要求几个最大负荷之间的时间间隔一天以上，则次大负荷时段为8月1日的19点，负荷为380万千瓦，第三大负荷时段为8月3日的19点，负荷为350万千瓦。实际的第三大负荷日是8月2日，但由于其不满足“时间间隔一天以上”，用来8月3日的19点作为第三大负荷时段。
图1系统负荷
如果某居民用户A在这三个时段(8月1日、8月3日、8月6日19点)的负荷分别是4.6千瓦，5.6千瓦，3千瓦，则平均负荷为4.3千瓦，用户按照4.3千瓦负荷缴纳输电费。如果容量费价格为40元/千瓦•月，则其月度的输电费为172元。
2、一部制的电量定价机制，根据用户的用电量及负荷率分摊
容量定价方法，需要有负荷的每个时段的负荷数据。对于没有实现分时计量的用户，无法采用容量定价的机制。可以通过以电量反推负荷的方式来计算输电费。这种方法需要首先给出每类用户的负荷率(平均负荷除以最大负荷)，然后根据负荷率从用电量计算等值负荷。每类用户的负荷率可以通过系统的历史数据统计获得。
比如，该地区居民用户总体的平均负荷率为0.5，用户A某月的用电量为1440千瓦时，则其等值负荷为4(=(1440÷720)÷0.5)千瓦。按照4千瓦缴纳输电费。如果容量费的价格为40元/千瓦•月，则该用户的输电费为40*4=160元。
3、一部制的电量定价机制，根据峰谷时段用电量分摊
如果用户安装和峰谷分时电表，则可以采用根据峰谷用电量分摊的方式。
首先定义峰时段和谷时段。然后考虑系统最大负荷出现在峰荷时段的概率和出现在谷荷时段的概率，将总的输电成本按照这个比例分摊到峰荷时段的用电量和谷荷时段的用电量。
比如，定义8:00-21:00为峰时段，其余时间为谷时段。认为系统峰荷出现在峰时段的概率为90%，出现在谷时段的概率为10%(有些情况下，系统峰荷可能出现在晚上21:00到第二天早上8点之间)。
假设每千瓦的输电容量费与上面的例子一样，是40元/千瓦•月。该地区该月总的用电量为12.96亿度，总体负荷率为0.6，其中峰荷时段用电8.96亿度，谷荷用电4亿度。则峰荷电和谷荷电的输电价可以以下方法计算。
总输电费：(12.96÷720÷0.6)*40=1.2亿元
峰荷电输电价：(1.2*0.9)÷8.96=0.12元/度
谷荷电输电价：(1.2*0.1)÷4=0.03元/度
假设用户B在一个月的用电量1440度中，有1000度为峰荷用电，440度为谷荷用电，则其总输电费为
峰荷输电费：0.12*1000=120元
谷荷输电费：0.03*440=13.2元
总输电费：120+13.2=133.2元
4、几种方法的比较
从上面的结果看，对同一个用户，采用的输电定价方法不同，需要缴纳的输电费也不同。本例中，三种方法下的输电费分别为172元、160元和148.2元。三种方法下的具体区别与整体系统的相关参数(最大负荷、负荷率、峰谷电量比)以及用户自己的相关参数有关。其他一些参数下，可能是另外的结果，可能方法三下的输电费比前两种高。比如，假设用户的1440度电中，全部为峰荷用电，则其总输电费为0.12*1440=172.8元。
这些方法的实际应用中，不同的定价方法对用户的计量有一些不同的要求。第一种完全按照容量收费的方法，需要能够测量用户的分时电价。第三种，根据峰、谷时段用电量收费的方法，需要能够测量用户的峰电量、谷电量。第二种方法，对计量的要求最简单，只要有月度的电量即可，但需要采用一定的方法确定每一类用户的平均负荷率。
实际电力市场中，具体采用哪种方法，需要结合用户计量设备的现状，也可以同时设计多种价格套餐，由用户自行选择采用哪种方式。
5、多个电压等级的输配电价机制
输配电电价的基本原理是按对系统峰荷(电网潮流最大的时候)的状态分摊，是一种容量定价机制。上面的讨论看到，在用户的计量条件不满足分时计量的要求时，可以采用基于电量收费的方式，基本原理是通过电量估算其对电网峰荷的影响。
当系统有多个电网等级，有多个区域时，即使用户具有分时计量的条件，也很难准确确定其对系统峰荷的影响：不同区域、不同电压等级的电网的最大潮流一般不同时发生，用单一的系统峰荷法很难准确计算不同用户对系统成本的影响。因此，对有多个电压等级的电网，高电压等级的电网的相关成本在分摊给本电压等级的用户，一般采用基于峰荷的容量费方法，分摊给下一级、下两级等更低电压等级的负荷时，会将一部分或全部成本按照用户的用电量分摊。
二、输配电成本在发电和用户之间的分摊
1、为什么要将输配电成本分摊给发电
发电和用户都是电网的使用者，都应该承担一部分输配电费。在已经建立能量市场的情况下，分配给发电的输配电费成为发电企业的总成本的一部分，输配电费的大小会影响发电企业在能量市场的报价，分配给发电的输配电成本最终还是转移给用户。比如，发电企业A的发电成本是每度电0.3元，在能量市场的报价是按成本报价，即0.3元/度;如果其输配电成本是每度电0.1元钱，则其会在能量市场的报价中提高0.1元，变为每度电0.4元。如果所有电厂的输配电价都相同，都是0.1元/度，则这个输配电价的存在对能量市场的竞争没有影响，最终会导致能量市场的出清价格提高0.1元，这与直接将这0.1元分配给用户的结果是一样的。
如果不同位置的发电机组的输配电费不一样，则其将对能量市场，以及发电企业的决策产生影响。假设系统有另外一个电厂B，其发电成本也是0.3元/度，但是其与电厂A在不同的位置，其输配电费是0.15元/度。这样，B电厂在能量市场的竞争中相对A电厂处于不利的地位，长久以来，其效益将比A电厂差。如果市场发电供给过剩，将首先淘汰B电厂，而如果发电不足需要新建电厂，发电企业将会选择在A电厂所在的地区。
从上面的例子看到，如果发电侧不承担任何输配电费，或者发电的输配电价没有位置的信息和差异，则发电机组无论连接在电网的哪个位置——无论是在负荷密集、缺电的地区，还是在远离负荷中心、发电供给充足的地区——其在输配电方面的成本没有差别，市场无法引导发电企业在负荷密集、缺电的地区建设新的电厂。如果对不同地区的发电机组采用不同的输配电价，就可以对发电企业的运行、建设起到一定的引导作用。
在可再生能源不断增加的情况下，对发电企业通过输配电价对其规划、建设提供一定的经济信号会越来越重要。可再生能源不断增加的情况下，一方面，输配电成本在总成本中的比例会增大;另一方面，不同电源的发电特性(发电曲线)的差异也会增大，对电网成本的影响的差别也会增大。发电侧不承担任何输配电费，可再生能源增加的情况下经济信号的扭曲会更大。
2、输配电成本如何在发电和负荷之间分摊
1)专用设备和公共设备
如果能知道输配电网中每个设备是为谁建设的，给谁用的，则可以很容易的将不同的输配电设备的成本分摊给不同的市场成员(包括发电和用户)。电网中有一些专用的设备可以明确的区分其使用、收益对象，但电网中存在大量的公用设备，无法区分其用户。这就需要采用一些具体的方法、规则来对这些设备的成本进行分摊。
图2输电成本的分摊
以图2为例。仅考虑输电线路的成本(可以将变电站等其他电网设备成本分摊到线路中)。该系统中有6条线路，有5条线路都是专用设备，都有明确的使用对象，将其相关成本分摊给相应的使用对象即可：AC→G1，AM→L1,BD→G2,BK→G2,BN→L2。
线路AB属于公用线路，需要将其成本按照一定的原则分摊给市场成员。
2)电网公共设备成本在电源侧和负荷侧的分摊比例
电网公共设备在电源侧和负荷侧的分摊，首先需要确定一个总体的分摊比例。比如，
(1)分别将50% 的成本分摊给发电和负荷;
(2)将70%分给负荷，30%分给发电;
(3)将30%分给发电，70%分给负荷。
这个比例没有确定的值，实际中需要根据具体情况确定。比如在英国的输电定价中，分给发电的比例为27%，分给负荷的比例为73%(英国参与欧洲电力市场后，发电侧的输配电比例受欧盟相关规定的约束)。如上所述，如果发电侧不同位置的机组的输配电价相同，则还是相当于将所有输配电费分给了负荷。将多大比例分给电源侧，主要需要考虑发电投资、运行对输配电价的弹性：如果通过输配电价的位置信息可以对发电的规划、建设和运行起到比较好的引导作用，可以较大程度上降低系统的整体成本，也就是说，弹性比较大，就可以分摊较大比例的输配电费到电源侧。如果电源侧的投资、建设、选点不受输配电价的影响，则可以不考虑分配输配电费给电源。
三、跨区输电设备成本的分摊
对于跨区的输电线路，其成本需要分摊到两侧区域。比如上面的例子中，假设节点C、A、M属于区域1，节点B、D、K、N属于区域2，则线路AB的成本需要分摊到区域1、区域2这两个区域。
与电网公用设备在电源侧和负荷侧的分摊类似，跨区输电设备在两端的分摊也可以采用不同的方法。一般在跨区输电设备建设初期就会确定好总成本在两个区域之间的分摊方式。
比如，线路AB的成本为CAB，分摊比例为50%和50%，则区域1和区域2各分摊跨区输电成本0.5CAB。
四、电网公共设备成本在不同用户之间的分摊
1、问题描述和简单情况分析
上述例子中，跨区线路A的成本分摊给两个区域以后，需要进一步分摊给区域内的每个用户：对区域1，需要将总的跨区输电成本0.5CAB分给G1和L1，对区域2，需要将总的跨区输电成本分给G2和L2、L3。对两个区域，都首先需要在区内，确定跨区成本在电源和负荷之间的分摊方式。两个区可以采用不同的方法，比如，区域1将全部跨区成本分给电源侧，而区域2将全部跨区成本分给负荷。这样，对区域2来说，需要进一步将总的分摊成本分给L2和L3。可以采用“潮流跟踪”的方法，确定L2和L3对跨区线路AB的使用程度，进而进行相关成本的分摊。
为了分析方便，假设区域1的电网由电网公司TO1负责，区域2的电网由电网公司TO2负责，线路AB由另外一个独立的输电公司TO3负责。
本例中，可以采用以下两种方法分摊线路AB的成本。
1)跨区线路成本通过卖输电权的方式回收，要求跨区交易用户提前购买跨区输电权。区域2内的用户如果想从区域1买电，需要提前购买线路AB的输电权，有了输电权，才可能进行两个区域之间的能量交易。这样。假设是L2购买了输电权并与区域1的G1签订了购买电能量的合同。这种情况下，相当于由L2承担了跨区线路AB的成本。这是美国许多电力市场采用的方式。
实际流程：
(1)TO2确定算法将区域2内部电网的成本分摊给L2和L3。
(2)L2从TO3购买线路AB的输电权。
(3)L2与区域1的G1签订购电合同。
2)跨区线路成本分摊到相关的输电公司(纳入相关输电公司的准许收益)，再由各输电公司进一步将其分摊到具体的用户，用户与区域外的电源进行电能量的买卖不需要另外购买输电权。由区域2的电网公司TO2统一支付输电费给跨省输电公司TO3，并由TO2制定规则将相关成本分摊给区域2内的用户。比如，按照负荷的比例分摊。假设L2和L3的负荷的比例为2:3(如分别为400MW和600MW)，则分配给TO2的跨区输电费用将按照2:3的比例分摊给L2和L3。也就是说，L2和L3除了分别要承担原来分摊的区域2内部的输电成本(分别为线路BK和线路BN的成本)，还要承担一部分跨区输电成本。这实际就是欧洲很多国家和地区采用的“点费率”机制：用户按所在位置缴纳输配电费(包括本及电网的费用和分摊的上级电网的费用)，就可以任意与不同位置的发电进行电能量的交易。
实际流程：
(1)TO3将线路AB的成本分摊给TO1和TO2。
(2)TO2综合考虑区域2内部的电网成本和分摊的线路AB的成本，将总的成本按照一定的规则分摊给L2和L3。
(3)能量市场中，TO2常常是一个价区，L2和L3的能量价格相同。TO2整体可以参与包括TO1在内的更大范围的能量市场，可以从区外G1购电。由于区外购电造成的区域2购电成本的降低由区内所有用户享受(由于有线路AB，区域2可以从区外买一部分低价电，市场出清电价降低，区内的所有用户包括L2和L3都享受到了这个好处，可以认为是支付跨区线路成本的收益)。
2、有环网情况下相关成本的分摊
1)总体思路
上面的例子中，电网全部是辐射状，没有环网，因此很容易确定每条线路的“使用者”，进而进行成本的分摊。
但是，实际电网存在大量的环网的情况，相关成本的分摊就变得更加复杂。
图3有环网情况下的成本分摊
图3的例子中，在区域2，KN之间增加了一条线路，从而区域2的电网变成了环网的形式。这时，区域内部的线路BK、BN、KN都成为了公用线路，成本需要分摊给不同的用户。
对这种情况，一种方法是不区分用户在电网中的位置，仍然仅仅根据负荷本身的大小、曲线等进行输配电价的计算和相关成本的分摊。另外一种，是考虑不同用户在电网中的位置不同，对不同的位置按照不同的输配电价收费。比如本例中，假设三条线路BK、BN和KN的型号完全相同，长度分别为200km，100km和200km，则负荷L3整体上对电网的使用更多一些，需要承担更多的输配电费。具体的算法，由于电力潮流物理上的不可跟踪性和数学上的不可完全分解性，到目前为止没有被广泛认可的、完全“正确”的方法。但实际中，可以采用一些简化的方法进行计算。最多使用的方法是直流潮流方法：选定平衡节点，即可以确定每个负荷对每条线路的使用程度。
1)算例分析
本例中，假设选择节点B为平衡节点，采用直流潮流模型，忽略无功的影响，则根据电路的反比分流原理知道：
1)L2每增加1MW功率，将在线路NB上产生0.8MW的潮流，在KN、KB上产生0.2MW的潮流。
2)L3每增加1MW功率，将在线路KB上产生0.6MW的潮流，在KN、NB上产生0.4MW的潮流。
如果L2和L3的负荷分别为400MW和600MW，则可以得到以下表格。
表1不同节点负荷对线路潮流的影响分析
从表中看到L2、L3对每条线路潮流的影响。如果知道了每条线路的总成本，就可以按照这个影响进行分摊。分摊时还有一些问题需要考虑，包括反向潮流的处理、未使用容量的处理等。
2)反向潮流的处理
本例中看到，对线路KN，L2和L3对其影响是完全相反的：L2引起从K到N的潮流，L3引起从N到K的潮流。实际电力市场中，对反向潮流可以采用不同的方法分摊。假设KN需要分摊的成本(年成本)为5000万元。
(1)按绝对值分摊：本例中，KN相关成本按照L2和L3造成的KN上潮流的绝对值的比例分摊，即1:3，L2和L3分别承担1250万元和3750万元。
(2)反方向的不分摊和不收益：本例中，KN的成本5000万元全部由L3承担。
(3)反方向的获得收益：本例中，L2和L3按照-1:3的比例分摊KN的成本。L2获得2500万元，L3支出7500万元。
可以看到，方法(3)下一些用户使用了电网反而得到收益，另外一些用户需要缴纳更多的输配电费;方法(1)下，对减小线路绝对潮流的用户也要收费，价格信号被扭曲。方法(2)是一种折衷的方案：有一定的激励信号，又避免了反向潮流时不同用户费用过大的差别。
3)未使用容量的处理
电网中的设备运行中都会留有一定的裕度。也就是说，实际潮流一般都会低于其额定容量。对于设备的成本，是全部分给造成相关潮流的用户，还是只将实际潮流对应部分的成本分给造成潮流的用户?
本例中，假设线路的额定容量都为800MW。有以下两种常用的分配方法。
方法1：全部成本由实际潮流承担。
方法2：跟实际潮流与额定容量的比例将一部分成本分配给实际潮流，剩余的成本按邮票法分配所有负荷。
假设线路的成本与其长度、进而与阻抗成比例，KB的年成本也是5000万元，BN的年成本为2500万元。反向潮流采取“反向的不收益也不分摊”的方式。
表2线路潮流使用情况及成本分析
表3不同方法线路成本分摊
从结果看到，两种不同的分摊策略下，两个负荷的输电费有所不同。方法2下，L2承担的输电费更多了。
实际电网中大多采用方法2的策略，也就说，将与实际潮流对应比例的输电成本按潮流的影响分摊，剩余的成本按照邮票法分摊给所有用户。这种方法相当于认为剩余的、冗余的、未用的电网容量，是为全网的安全、可靠服务的，无法简单分清楚对谁的贡献更大，因此按邮票法分摊。
五、输电成本分摊时所基于的状态
从上面的分析看到，计算输配电价、进行输电费用的分摊时，需要根据系统的某个状态下的潮流进行。不同的国家、市场也有不同的做法。
1)按一个典型状态，即系统峰荷状态计算。一般认为，电网潮流在系统负荷最大的时候达到最大，因此按系统峰荷时候的系统状态来进行输电价格、输电费用等相关的计算。
2)采用多种状态的加权。实际电网中，有些线路或设备的最大潮流不一定出现在峰荷状态，也可以出现在其他状态。因此，可以采用多种状态的计算结果加权的方法。最常用的就是峰荷和谷荷两种状态的加权。比如本算例中，假设KB、NB的最大潮流出现在峰荷时段，而KN的最大潮流出现在谷荷时段，则线路KB、NB的成本按峰荷时的潮流进行分摊，KN的成本按谷荷的潮流进行分摊。随着可再生能源比例的增加，系统状态变化更多，可以采用更多种状态的加权。
3)支路峰荷法。对每条线路，每个设备，都根据其最大潮流时刻的系统状态进行分摊。
六、考虑位置信息的输配电定价机制的实施
在输配电价格中包括位置信息，让电网中不同位置的电源或(及)用户按不同的价格承担输配电费，对提高电力市场的效率非常重要。
具体实施时，很多人关心的是，这种方法是不是太复杂了?从上面的例子看，要准确核定每条线路的成本。
实际上，实施考虑位置信号的输配电价格机制时，并不一定需要相对统一定价太多的信息。
一般市场中，采用发电领域的标杆电价的方法，对输配电设备也可以采用“标杆成本”的方法。对不同电压等级的线路设定不同的标杆成本，只要知道线路的长度和额定容量，就可以计算出线路的总的标杆成本，并基于这个成本进行相关价格的计算。
输配电定价机制中一般另外设置价格调整机制，保证电网公司总的准许收入固定不变。因此，标杆成本的设定并不会影响总的输配电费，只是会影响不同位置的价格差异性。
七、输配电价监管的内容和方法
政府对输配电价的监管，主要在两个方面：总的准许收入及价格结构。
1、总的准许收入的监管
总的准许收入监管，就是对电网企业未来一段时间内(监管周期内)的准许收入进行监管。总准许收入的监管方法分为两大类：成本加成(准许成本+合理收益)，以及价格上限。
对垄断企业的监管有两个方面的目标：(1)成本尽量低;(2)价格尽量低。无论是采用哪种监管方式，都无法同时实现这两个目标。
成本加成方法可在目前企业的生产、技术管理水平下让价格尽量低，正好等于成本加合理收益，但无法保证成本尽量低。这是由于，在成本加成管制方法下，成本都可以转移出去，垄断企业没有降低成本的动力。所以在这种管制方式下，保证了现有成本下的价格尽量低，但无法保证成本的尽量低。
价格上限方式下，由于成本降低的效益由垄断企业获得，这种方法可以激励垄断企业尽量降低本身的成本，但是无法保证设定的价格上限是尽量低的。这种方法的一个关键是价格上限的确定。
实际的监管可以是这两种方法的折衷。比如，设定一个成本基准，实际成本低于这个成本的，给垄断企业一些激励，高于这个成本的，进行一些惩罚。
成本加成法中，准许成本可以是真实的、实际发生的成本，也可以是一种标杆成本。采用标杆成本，实际上就类似的是一种价格上限的方法：企业的真实成本如果低于标杆成本，就可以获得额外的利润。
标杆成本的确定方法，可以有很多种不同的方式。对电网来说，可以是按照每个设备分别核定的，比如分别给每类设备设定一个标杆价格。也可以是按电网来核定的：核定对一定数量、一定结构的负荷供电的综合的输配电成本。如果按电网整体来核定，除了可以激励垄断的电网公司降低每类设备的成本，还可以激励电网公司进行最优的电网规划：更加合理的电网、成本更低的电网，可以让电网公司获得更多的收益。
也可以通过另外一些指标对垄断企业进行激励，比如供电可靠性、服务水平、创新等。
2、价格结构的监管
总的准许收益确定以后，另外一个重要的事情就是价格结构。本文前面讲的内容基本都属于价格结构的问题。
价格结构具体包括以下部分的内容：
1)输配电成本的分摊对象(发电、用户之间的分摊);
2)价格的组成(容量费、电量费，固定费等价格成分);
3)不同类别用户的各项价格的计算方法。
4)价格计算公式中相关参数的确定。
注意，价格结构中，并没有具体的价格水平。也就是说，总的准许收入确定以后，主要是确定各种价格的计算方法。实际中，每年或每月，根据实际的数据进行计算，具体的价格水平会与实际的负荷水平等有关。
价格结构的监管主要考虑以下目标：
1)公平。输配电结构是否对不同的用户是公平的?不同类型的用户是否承担了合理的费用?
2)效率。输配电定价方法对能量市场的交易有什么影响?是否促进了交易?是否可以引导电源、负荷的最优选址、规划?
3、价格监管的周期
价格监管周期的设置可以考虑以下几个方面的因素。
1)初期管制方法不太成熟的情况下，周期不宜太长。
2)管制方法成熟后，监管周期的设置主要考虑对垄断企业的激励作用。特别是，如果采用了价格上限类型的监管，一个监管周期不宜过短，否则电网公司没有创新、降低成本的动力：降低成本后，下个监管周期核定的准许收入可能会降低。如果监管周期比较长，企业则可以在监管周期内享受其技术进步、成本降低带来的红利。
对于具有激励性质的价格上限类型的监管，价格监管周期主要考虑对垄断企业的激励效果，不宜过短。过短的周期，不利于激励垄断企业通过创新、提高管理等手段降低成本。
对完全的成本加成方式的监管，监管周期的设置主要考虑成本监审方法的成熟、稳定性。
总结
根据上面的介绍和分析，输配电定价的基本方法或原则如下。
1)电源和负荷都是电网的用户，市场情况下分摊给电源的输电费用最终都会转移给用户，但不同的分配方法对电源的激励不同。如果需要给不同位置的发电企业一定的经济信号以引导其规划、投资，则可以将一部分输电费分摊给电源侧。
2)电网设备分专用设备和公用设备，专用设备的成本由受益的电网用承担，公用设备的成本需要选择一种分摊的机制。
3)公用设备成本的分摊大的方面分为邮票法分摊和按对电网的影响程度及受益分摊两大类。
4)一个较大的电网可以分为不同的小的电网或者区域。如果公用设备成本的分摊考虑用户的位置，一般采取区域定价的方式，一个区域内的用户采用相同的输配电价。电价区域的范围可以根据实际情况确定，大到一个国家、一个省，小到一个配网区域。
5)跨区跨省线路的成本的分摊国际上有两种典型的方式：通过输电权拍卖的方式，以及由相关电网公司承担及分摊的方式。
6)输配电定价本质上应该是一部制容量定价，根据系统峰荷，或者支路峰荷的情况进行相关价格的计算、成本的分摊。对不具有分时计量条件的用户，或者存在多个电压等级的情况，可以将全部或一部分成本按电量分摊。
7)跨省跨区线路的成本分摊给两端的电网公司时，建议尽量按照容量费的方式分摊。跨省跨区线路成本采用电量电价的方法分摊，会导致一些本来可行的交易由于输配电价而无法成交，影响资源在更大范围的优化配置，影响一些可再生能源的消纳。
8)对反向潮流的分摊方式有不同的方式，不同方式产生不同的经济信号。
9)当公用网络设备成本的分摊考虑用户的位置信息时，需要考虑未用容量成本的分摊方式。一般将未用容量成本以邮票法分摊给所有用户。如果输配电定价本身采用的是一部制容量费的形式，就是按照负荷容量的比例分摊;如果输配电定价本身采用的是一部制电量费的形式，就是按照负荷电量的比例分摊。
10)垄断企业价格的监管包括总收入和价格结构两个方面。价格结构的监管非常重要，但不是实现规定每类用户的具体的价格水平。
11)总准许收入的计算可以考虑采用标杆成本方法，包括基于设备的标杆成本法和基于电网的标杆成本法，基于电网的标杆成本法可以激励电网进行优化的电网规划。
12)如果价格中有类似价格上限性质的成分，从激励垄断企业降低成本的角度，监管周期不宜过短。
13)如果没有采用考虑位置信息的输配电价机制，不同地区的输配电费存在大量的交叉补贴，这是影响增量配网收益、发展的一个重要的原因。
14)实施考虑位置信号的输配电价机制并不一定要对每条线路的成本进行核算，可以采用“标杆成本的方法”计算。
15)交叉补贴问题的关键，是首先计算出每类用户应该承担的真实的成本。这个真实成本的计算，必须考虑电网用户的电压等级、负荷曲线、所在位置等信息。对存在环网的情况，还需要定义一种潮流跟踪的方法。因为从理论上，没有唯一的“正确的”、“合理的”方法。
作者：
谢文锦，华南理工大学,硕士研究生
荆朝霞,华南理工大学,教授/博士生导师
