两部制水电上网电价的计算方法

张 强，隋来东

（1.青海大学水力电力学院，西宁810016；2.青海平安高精铝业有限公司，平安810008）

当前我国电力行业正处于"厂网分开，竞价上网"的电力市场改革初级阶段。电力作为一种商品，合理的电价是电力市场改革的核心问题。而我国各大区都有不同比例的水电，在市场竞争体制下，水电的上网电价是一个全新的重要课题，它是一只看不见的手，不仅操纵水电的交易市场，而且左右水电的投资市场。如何理顺水电的市场环境，建立水火电协调与竞争的交易调度模式，制定水电的上网电价，解决投资市场中的水电投资与还贷等，都是当前电力改革迫切需要解决的问题［1］。

电价理论研究分为两个部分，即电能成本分析（电价预测）及电力市场中电价形成机制，而电能成本分析是制定电价的基础，其中电力系统随机生产模拟是一个不可或缺的工具［2］。本文主要论述以电能成本分析为主的水电上网电价制定方法。

1 包含多个水电机组的随机生产模拟

电力系统随机生产模拟是一种模拟各机组生产情况，考虑机组的随机故障特性及水文特性，同时计算系统可靠性指标及系统生产的平均成本和边际成本的算法。

当电力系统中只有火电机组时，可按照煤耗微增率的大小确定其带负荷顺序，整个随机生产模拟过程比较简单。而当系统中有水电参与时，它们的发电量是水文情况及水库调度决定的，不能事先确定其带负荷顺序，因此，为给水电机组寻找一个适当的带负荷位置，传统做法就需要反复进行卷积与反卷积运算，计算量急剧上升，整个随机生产模拟变得异常复杂。本文采用一种严格而高效的模拟水电机组的方法。这一方法遵循以下两条原则。

1）充分利用水能发电量，尽量避免弃水；

2）用水电机组替代担任峰荷的火电机组，得到最大的燃料节约。

水电机组担任峰荷的情况如图1所示。图中阴影部分为水电机组担任的负荷，曲线cg是原持续负荷曲线向左平移相当于水电机组容量CH得来的。阴影部分gcdf的面积应等于水电机组的给定电量EHA。这样就能保证水电机组不过载的情况下最经济，最充分的利用水能电量EHA，这时，其余火电机组应担任的负荷为oacgfh所围成的部分。现在距a点为CH的右侧作一垂线be，不难证明图形acg和bde全同。因此，火电机组所担任的负荷可以看成由oafh和bde两部分组成，这相当于水电机组承担了图中abef部分负荷。显然，这部分面积应等于水电机组的给定容量EHA。由以上讨论可以得出：在等效持续负荷曲线下寻找相当于水电机组容量CH的一段，其面积恰好等于水电机组的给定电量EHA。因此，水电机组带负荷的条件表示为

图1 单个水电机组带峰荷的情况Fig.1 Situation of single hydroelectric generating set with peak load

式中：EHL表示水电机组所担当的负荷电量等于其给定电量EHA，这个条件可以保证水能电量的充分利用；PHL表示水电机组所担当的最大负荷，应等于其运行容量CH，这个条件保证获得最大的燃料节约。接下来的问题是如何确定水电机组运行的位置，本文采用的办法是：首先，在等效持续负荷曲线下做出水电机组的特征矩形abb′a′，其底等于水电机组的运行容量CH，其面积就是该水电机组的给定电量，其高为水电机组在模拟周期内的利用小时数TH：

当把这个矩形向右移动，使等效持续负荷曲线在相应的区间内的面积等于该矩形面积时，就找到了水电机组的最佳运行位置，在这种情况下式（1）（2）都得到了满足。

2 一种基于成本的水电上网电价制定方法

2.1 系统可靠性指标及成本的计算

根据边际成本的定义可知，在随机生产模拟过程中，机组k承担了PLmax＋1处的负荷，则该台机组的单位发电成本就是系统的边际成本。

2.2 水电上网电价定价模型

水电发电成本主要由容量成本和变动成本两部分组成，本文根据水电站本身的直接财务效益和费用，对电力系统进行随机生产模拟，采用两部制上网电价定价方法，构建由容量成本决定的基本电价和由变动成本决定的电量电价模型，针对水电的特点，本节构建的模型主要解决以下两个问题：

1）水电发电成本中容量成本所占比例大，变动成本所占比例小。而竞争仅局限于由变动成本决定的电量电价。市场的竞争力度比较小，发电企业参与竞争的积极性低，取得的效果也有限；而容量电价部分只要保证机组可用率就可以得到支付，并不参与竞争，如何制定合理的上网电价是电价模型中应该解决的问题。

2）如何划分各时段，制定分时电价来解决水电受河川天然径流丰枯变化及峰谷时段的影响，进而有效指导用户合理用电的问题。

2.2.1 基本电价模型

针对以上问题，本节建立的定价模型给出了以下解决思路。

对于第一个问题，本文提出的解决办法是电厂的所有容量成本不完全通过容量电费回收，其中有一部分要通过电量电费回收。为了区别起见，将通过部分容量成本和资本收益确定的电费称为基本电价，而由另一部分容量成本和变动成本及资本收益确定的电费称为电度电价。

发电容量成本是根据边际电厂投资年金化而得，同时还要考虑电厂的运行费用以及电站建设期中每年不同的投资流。此外，还要考虑厂用电以及机组的可用率。因此水电上网长期边际容量成本可由下式确定：

式中：Lc为长期边际发电容量成本（元／kW·a）；I为边际机组单位千瓦的固定投资（元）；Om为运行维护费率，可取为3%；Kky为机组可用率；Cy为厂用电率。

Cr为投资回收系数，

式中：i为社会折现率，一般取10%～15%；t为设备的经济寿命，水电一般取30年；K为调整系数，

式中：I1，I2，…，In为电厂在建设期的逐年投资流；n为电厂建设的年限。

而容量成本如何分摊是构建基本电价的核心，本文中提出容量成本分摊到基本电价中的比例由系数η确定，η由该机组的运行方式确定。如果上网电厂负荷率较高，既为电网提供电力，又为电网提供电量，则边际容量成本分摊在基本电价中的比例系数η小，这样有利于发电厂更加积极主动发电。如果上网机组只参加调峰，负荷率小，主要只提供电力服务，则边际容量成本应多分摊到基本电价中，其分摊比例系数η较高，这样有利于保证上网机组成本的收回。因此容量成本分摊到基本电价中的比例系数η设计为：

按照上述方法建立上网基本电价模型为

其中：Pci为机组i上网基本电价（元／kW·a）；Lci为机组i边际容量成本（元／kW·a）；ηi为机组i容量成本分摊到基本电价中的比例系数。

2.2.2 电量电价模型

对于第二个问题，本文考虑到系统在高峰段、平段和低谷段这三种时段中不同的运作状况，比如高峰段需要调峰调频、事故备用，而低谷段系统中的电厂一般都是在基荷运行等，因此，尖峰供电的边际成本要成倍地高于低谷供电的边际成本［3］。另外水电系统受来水的影响，其发电成本也会有所不同。因此如何使上网电价反映出以上特点，是本节制定的电价模型要解决的。

边际电量成本就是系统为了满足用户上网电量增加1kW·h而增加的电厂运行成本［4，5］。即

在求各小时的电量电价时，基荷发电设备的容量成本应在8760h平均分配；而峰腰荷发电设备的容量成本应按各小时的风险度ρLOLP（t）分配。因此，建立第t小时的电能峰、平、谷边际电量电价模型分别如下：

意义为边际容量成本在电度电价中峰段、平段和谷段的分摊系数。发电侧容量在不同的发电时段所体现的作用是不同的。根据微观经济学原理，在峰时段，由于发电容量不足，它将发挥更大的边际效率，相应的容量费用分摊权重系数应大一些；在谷时段，由于发电容量充裕，它发挥的边际效率就比较小，其容量费用的分摊系数应小一些。

3 实例验证

以青海电网为例，下面以三个上网机组A、B、C为例，具体数据测得如表1。其他资料如下：社会折现率取12%；厂用电率取2%；机组可用率取80%；运行维护率取3%；水电设备的经济寿命取30年；边际容量成本根据本文构建的模型（5）确定，边际基本电价由模型（7）确定，得出基本电价如表1所示。

表1 边际发电容量成本及基本电价Tab.1 Marginal power generation capacity cost and basic power pricing

简单起见，以青海电网担任调峰作用的水电站机组的运行成本作为系统高峰时的边际电量成本，非高峰时采用大水电机组的运行成本作为边际电量成本。而调峰水电机组的运行成本0.073元／（kW·h），非高峰时的边际电量成本取60万kW水电机组的运行成本0.068元／（kW·h），根据表1数据及式（11）～（13）得出分时电度电价及最终上网电价如表2所示。

表2 分时电度电价及上网电价Tab.2 Time－shared price and power net price（元／kW·h）

通过计算结果分析得出：上网电价会随着峰谷时段的不同而不同，上例中机组A峰时段上网电价高出谷时段上网电价38.3%，上网电价中电度电价所占比例较高，如机组A峰时段电度电价占上网电价的85.8%，竞争力度较大。

4 结语

本文根据水电站本身的直接财务效益和费用，并对电力系统进行随机生产模拟，制定水电上网电价定价计算方法，结果看出：实施两部制电价制度一方面可有助于消除成本差异，保证各种不同类型电厂在同一起点竞争。另一方面还有助于电力价格从政府定价向市场定价的平稳过渡，对电网的经济调度和调峰有积极的促进作用。本文采用了从提出问题、解决问题到建立模型的过程，并构建两部制定价模型，最后通过实例，验证本文构建的模型能够反映水电特点，符合电力市场改革对水电参与竞价的要求。但大部分水库不仅具有发电功能，还兼有防洪、供水、航运、养殖等任务，在综合利用过程中，如何解决它们与发电产生的矛盾，从而对电价产生的影响，是未来需要进一步研究的课题。

［1］ 曾鸣.电力市场理论及应用［M］.北京：中国电力出版社，2000.

［2］ 王锡凡.电力系统优化规划［M］.北京：水利电力出版社，1990.

［3］ 李扬，王治华，卢毅，等（Li Yang，Wang Zhihua，Lu Yi，etal）.峰谷分时电价的实施及大工业用户的响应（The implementation of peak and valley time price for electricity and the response of large industries）［J］.电力系统自动化（Automation of Electric Power Systems），2001，25（8）：45－48.

［4］ Lee Stephen T.Simulation model explores alternative wholesale power market structures［J］.IEEE Computer Applications in Power，2002，15（2）：28－35.

［5］ Dahlgren R W，Liu C C，Lawarree J.Volatility in the California power market：source，methodology and recommendations［J］.IEE Proceedings：Generation，Transmission and Distribution，2001，148（2）：189－193.

［6］ 张强（Zhang Qiang）.基于会计成本法的水电上网电价的定价（Hydropower net pricing based on the accountant cost）［J］.电力系统及其自动化学报（Proceedings of the CSU－EPSA），2008，20（4）：113－119.