电力市场中热电联产机组两部制电价机制的研究

赵峰，李清龙，王伟

（1.中国三峡集团公司，北京 100038；2.国家电网公司，北京 100031）

热电联产机组一般均位于负荷中心，发出的电能不需要经过长距离输配电网的传输，就可满足负荷中心的用电需求。与常规火电机组相比，热电联产机组能源利用效率更高，世界各国都进行了大力发展。热电联产机组参与电力市场在技术上是可行的，但是能够兼顾效率公平和科学合理的竞价机制一直是一个复杂难题。文献[1-3]探讨了电力市场给热电联产机组带来的影响和在电力市场中热电联产机组的运营策略，文献[4-6]研究了热电联产机组运行中热电负荷的优化分配，文献[7-12]分析了热电联产机组供热和发电成本的分摊，这是分离热电2种产品的热价和电价的基础。见诸于文献的分析，热电联产机组作为新主体进入电力市场，可以增强竞争者的个数和市场角色的多元化，相当于有效提高了电力市场的竞争程度，有利于减少局部市场力。因此，设计一套科学合理的电价机制，使热电联产机组参与电力市场，具有重要的现实意义。

1 热电联产机组与常规火电机组的比较

电力市场中热电联产机组与常规火电机组相比，具有并网位置、能源效率和环保政策等方面的优势，但又存在电热交叉补贴、调峰能力不足和运行方式受限等方面的劣势。

并网位置：常规火电机组所发电能一般需要经过长距离输配电网的传输，才能送达电力用户，终端电价中包含发电、输电、阻塞和网损成本等。热电联产机组一般位于负荷中心或其附近，所发电能不受网络输送瓶颈的约束限制，输配电成本较低，网损折算系数较小。

能源效率：大型常规火电机组理论热效率只有36%~39%，热电联产机组热效率45%~60%。

环境保护：6000 kW及以上常规火电机组标煤耗为280~350 g/（kW·h），SO2、NOX、CO2等有害气体的排放较多。热电联产机组发电标煤耗为200 g/（kW·h），燃料利用效率高，降低了有害气体的排放。

上网电价：热电联产机组上网电价存在电热交叉补贴，上网电价高于常规火电机组上网电价。

调峰能力：常规火电机组最大出力可达到或高于装机容量，考虑投油和深度调峰要求，最小出力低于50%装机容量[13]。热电联产机组最大技术出力小于装机容量，最小出力高于同容量的常规火电机组的最小出力。

运行方式：背压式热电联产机组只能以热定电运行；抽凝式热电联产机组一般装机容量较大，运行方式与常规火电机组差异不大。

2 国内外电力市场中的热电联产机组

2.1 国外情况

美国、欧洲等国外电力市场中，虽然没有组建单独的热电市场，也没有单独制定热电联产机组的竞价规则，而且只要热电联产机组被确定要参加电力市场交易，就采用与常规火电机组相同的市场运营规则，在同一市场中竞价上网。但是，对热电联产机组在补贴、税收、贷款等方面给予了政策扶持，在调度运行上给予了特殊考虑。

1）政策扶持方面。一是专项补贴。主要有：按热电联产机组的发电量给予度电补贴，按热电联产机组的节能减排贡献率给予资金补贴，按热电联产机组的发电燃料（天然气，煤）价格方面给予价格补贴。二是税收减免。如对热效率达到一定程度的热电联产机组减免部分或全部的石油或天然气税，对热电联产机组免征气候变化税、免除商务税，对热电联产机组发电量超过一定限值时免征电力生产税，对热电联产机组投资建设时减免一部分投资税。三是贷款优惠。一般由政府担保，对热电联产机组投资贷款给予降低利率、延长还款年限等贷款政策优惠，而且一些条件优越的热电联产机组还可以给予一定比例的无息贷款。

2）调度运行方面。对于没有能力参与市场竞价的热电联产机组，主要采取优先调度、允许热电联产机组直销用户、热电联产电量纳入可再生能源配额电量等调度运行方面的支持措施。但是对于可以参与电力市场竞价的热电联产机组，完全按照市场规则和竞价交易结果进行调度运行，不会给予特殊的调度运行方式。

2.2 国内情况

1）政策扶持方面——电热交叉补贴。国内对于热电联产机组没有补贴、税收、贷款等方面的扶持政策，而是通过电热交叉补贴，提高热电机组上网电价，以电补热的方式，来确保热电联产机组的正常运营。电热交叉补贴原因主要有两个方面：一是由于热电联产机组的环保效益和能源利用优势，国家通过批复较高上网电价，鼓励投资热电联产机组；二是居民用户对热价的承受力较差，涨价困难。

2）调度运行方面——以热定电。以热定电就是以热负荷的大小来确定发电量，即要根据热负荷来确定锅炉及汽轮机的运行方式，根据蒸汽用量来确定机组的进汽量，相当于把发出的电作为供热的副产品。

热电联产机组的经济运行在很大程度上是和热、电负荷的合理分配分不开的。在保证电厂安全运行的前提下，由于热电厂同时生产形式不同、质量不等的热能和电能2种产品，有时还可能存在热电联产和热电分产2种不同的生产方式，并且热电厂往往是由多种不同类型的热电联产机组组成，以满足不同参数等级的热负荷需求，这时不仅需要考虑设备动力特性和热力系统运行参数对热经济性的影响，还要充分考虑不同类型机组的运行特性，以达到在满足用户对供热量、发电量要求的前提下能耗最小。对热电厂各机组间的热、电负荷进行最佳分配，以保证全厂的煤耗量最小是一个重要的研究领域，是热电厂经济性诊断和经济运行的重要组成部分。因此，在我国，以热定电是热电联产机组立足于能源效率的基本运行方式。

可见，以电费补偿热费，使热电联产机组的上网电价过高，严重扭曲了热电联产机组的上网电价与成本关系，同时，热电联产机组的经济运行需要以热定电的运行方式，使热电联产机组的发电出力调节能力受限。因此，设计一套科学合理的电价机制，使热电联产机组参与电力市场，在我国需要考虑以热定电的运行方式和电热交叉补贴2个前提条件。

两部制电价机制可以考虑“以热定电”和“电热交叉补贴”2个因素，让热电联产机组获得一定容量电费后，与常规火电机组在同一电力市场中竞价上网，有利于理顺热价与电价的关系，有利于增强热电联产机组参与市场的竞争力，将有利于发挥热电联产机组的环保和能效优势。

3 热电联产机组两部制电价机制

由于热电联产机组以热定电的运行方式，热电联产机组参与电力市场宜采用两部制电价机制。即

式中，f为热电联产机组的年度总电费收入；fC为热电联产机组的容量电费；fQ为热电联产机组的电量电费，按如下公式计算。

式中，pC为容量电价；QK为参与测算的机组的可用容量；pq为机组的电量电价；QE为机组年度发电量；h为机组年可用小时数。

3.1 电量电价的计算方法

由于热电联产机组的以热定电运行方式，电力市场中一般可以将以热定电运行方式所产生的出力约束看成是热电联产机组的“最小运行方式”。因此，热电联产机组在合同交易的中标电量包含供热期的电量和非供热期的电量，即总竞价空间包含“以热定电”电量和“非以热定电”电量。

式中，Qr为“以热定电”电量；Qf为“非以热定电”电量。

如果中标电量小于以热定电电量，机组按照以热定电电量约束发电，由于以热定电电量既包含了热电厂的社会责任，也涵盖了热电厂自身的最小运行方式，因此对其处理不能仅看作是由电厂自身原因造成的，而按照无约束最低中标电价对其进行结算；但为防止电厂利用这部分电量形成市场力抬高报价，也不能按照电厂申报价格进行结算，因此pq是以热定电电量和中标电量有关的分段函数，既可以保护热电联产机组利益，也可以防止其行使市场力。

式中，Qz为热电联产机组的中标电量；pa为不包含热电联产机组中标价格的市场加权无约束价格或加权有约束价格，或者不包含约束上机组中标价格的加权无约束价格或加权有约束价格；pb为热电联产机组报价。

3.2 容量电价的计算方法

热电联产机组和其他竞价机组一样，它的每单位可用容量、单位可用小时的容量电价，根据市场内竞价机组的总容量电费、总容量、年平均可用小时确定，计算公式：

式中，pC为容量电价；FC为总容量电费；QKi为参与测算的机组的可用容量；H为年平均可用小时数。

1）可用容量。机组可用容量指机组任何时候受设备条件限制修正后的出力，通常常规火电机组取装机容量。由于热电联产机组供热期以热定电运行，机组实际运行最大出力达不到热电联产机组的铭牌出力。研究热电联产机组的可用容量需要绘制热电联产机组年内最大可调出力随时间的变化曲线，即需要构造函数：

式中，t可以是日或者月；QRmax为热电联产机组供热期最大出力。则

式中，Y为一年内包含t的数目，当t为月时，Y为12个月；当t为日时，Y为365天。

为简便起见，避免复杂的试验和测定，一半热电联产机组Y分为两部分：供热期和非供热期。其可用容量按下式计算：

式中，k1为供热期占全年比例；Q0热电联产机组装机容量；k2为非供热期占全年比例。

2）年可用小时。年可用小时按8760扣减计划检修周期内的年平均计划检修小时数和非计划停运小时确定，计算公式：

式中，h1为年平均计划检修小时数，指参与测算的所有电厂的年计划检修小时数的平均值，年计划检修小时数为电厂机组处于计划检修状态的时间，包括大修、小修、公用系统计划检修及电力调度机构要求的节假日检修等；h2为年平均非计划停运小时，指参与测算的所有电厂的年非计划停运小时的平均值，非计划停运小时为电厂机组处于不可用而又不是计划停运的状态的时间。根据需要停运的紧急程度，非计划停运分为以下5类：第1类为立即停运；第2类为可短暂延迟但必须在6 h以内退出的停运；第3类为可延至6 h以后，但必须在72 h之内退出的停运；第4类为可延至72 h以后，但必须在下次计划停运以前退出的停运；第5类为超过计划停运期限的延长停运。一般的按下式计算

式中，β为平均非计划停运率，指参与测算的所有电厂的非计划停运率的平均值，每个电厂的非计划停运率通常按照电厂的3年平均值计算确定。

3）总容量电费。两部制电力市场模式中的竞价机组支付的总容量电费一般按竞价机组的投资成本的一定比例制定。投资成本主要考虑折旧费和财务费用。折旧费以政府价格主管部门确定的计价折旧率和平均投资成本确定。财务费用依据银行对电力项目的贷款期限13~18年（测算时暂定为15年）、最大贷款比例80%以及5年以上长期贷款利率计算贷款期内平均年财务费用。

式中，K为根据各市场电源结构及市场供求关系确定的比例系数，原则上为区域电网内参与竞价热电联产机组的平均实际发电利用小时与平均设计发电利用小时之比，以反映市场供需平衡状况。Fdep为折旧费，K＝平均实际发电利用小时/平均设计利用小时数；Ffin为财务费用；α为政府价格主管部门确定的计价折旧率；C軍为电力产品分摊的单位平均造价（总造价剔除供热分摊的部分后除以装机容量，存在交叉补贴时一般按热价反算）；B为贷款余额；r为贷款利率；m为还贷期限。

4 结论

从国外经验和机组技术性能来看，热电联产机组参与电力市场宜采用两部制电价机制，两部制的容量电价可以较好地处理以热定电的运行方式，可以给存在电热交叉补贴的热电联产机组一定的补偿。本文提出的热电联产机组参与电力市场的两部制电价计算方法，形成了一套科学合理的价格机制，可以使热电联产机组尽快参与市场竞价，研究成果具有一定的现实意义。

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