水電站上網電價初探

羅純軍

（湖南省水利水電勘測設計研究總院長沙市410007）

當前，我國電力市場正在進行“廠網分開，競價上網”的改革，這是電力工業市場化非常關鍵的一步，電價是電力市場中協調各方利益的重要因素。在新的電力市場運行機制條件下，有必要對水電上網電價的形成機制、電價結構進行深入分析，依照水電開發的特點、電力市場發育程度，制定水電電價政策。在實施優先開發水電戰略的有利前提條件下，制定合理的水電電價政策，有利于電力市場的規范管理，化解部分制約水電發展的不利因素，引導資源的優化配置，實現電力工業的可持續發展。

1 現行上網電價存在的問題

現行上網電價是由個別成本決定的單一制電量電價結構。通常講的“還貸電價”，該電價是在20世紀80年代在“多家辦電”政策情況下提出的。具體如下：

上網電價=（發電成本+發電稅金+發電利潤）/廠供電量

其中：發電利潤=還貸利潤+企業留利+投資者的回報

還貸利潤=還本付息額-折舊還貸額-減稅還貸額

該上網電價在實際執行中也存在許多不利的影響，主要有：

（1）電價結構未理順。

●不能體現優質優價的原則。擔負調峰和備用容量的電廠，給系統帶來很大的經濟效益，但卻因發電量較少，回報偏低，降低了經濟效益和競爭能力。

●不利于系統調峰運行。由于電廠的效益與發電量捆在一起，發電量越多，電廠的效益就越大，使得每個電站全天24小時滿負荷運行，不愿承擔調峰任務，造成系統運行低谷周波上升、峰荷電力不足，安全和可靠性受到不利影響。

●不利于優化電源結構。投資者不愿向具有調峰能力的水電廠、抽水蓄能電廠、燃汽輪機機組等具有系統效益的電站投資，造成電源結構配置不合理。

（2）電價水平存在的問題。

●不能反映社會或市場的平均價格水平及風險程度。以集資項目的個別造價成本作為定價的基本依據，加之資金渠道不同、還本付息的利率和年限各異、機組類型和燃料價格的差別，導致集資電站的上網電價“一機一廠一價”。

●不能鼓勵投資者降低資金成本。如果利用自己的資金，或通過優化資金渠道，以低資金成本獲得貸款，企業上網電價核實較低，獲得的收益下降。

●不利于發電廠控制造價。成本無約束，市場無競爭，在利益推動下，層層加價，造價日益攀高，用電負擔加重，影響電力市場的擴大。從目前的情況來看，水電上網電價的改革已勢在必行，隨著電力市場的發展，其制定應從“回報先保，成本全包，價格找齊”的模式轉變為“價格先定，成本爭降，回報有別”的模式，從“廠網分開，競價上網”，向“同網、同質、同價”的目標發展。

2 水電電價制定的原則及思路

（1）反映水電開發在投資、運行、效益等方面的特點；

（2）體現效益與收益對等原則，增加水電開發收益，增強水電上網競爭力；

（3）體現水電運行靈活、節能、具有季節性等特點，促進電力資源優化配置；

（4）依照“廠網分開、競價上網”的改革方向，分析水電開發的環境，確定上網的形式，制定水電電價的結構；

（5）對經濟評價指標好的水電項目，通過制定水電電價政策，鼓勵投資者開發水電；

（6）確定合理價格形成機制，保持合理投資收益水平，維持終端電價穩定，以兼顧國家、投資者、用戶的利益。

合理制定水電上網電價結構，擴大兩部制電價的實行范圍，大力推行峰谷電價和豐枯電價，確定合理的水電上網電價形成機制。

3 兩部制上網電價

3.1 兩部制上網電價對水電特性的反映

我國目前正由單一制電價過渡到兩部制電價。兩部制電價在單一制電量電價的基礎上增加了容量計價，通過分類容量的劃分反映了水電的特點：

（1）水力發電受來水季節性變化的影響，裝機容量不能隨時都投入系統運行，對應一定時期應確定其可用容量，兩部制電價中的容量可反映這種特性，是由裝機容量除去空閑容量來確定的。

（3）水電站在系統中承擔的調頻、備用等對系統安全、穩定運行具有獨特的貢獻，如計其動態效益加入兩部制電價形成動態輔助電價，改進后的兩部制電價可完整反映水電發電效益。

3.2 兩部制上網電價的制定

兩部制上網電價包括容量電價和電量電價，其基本公式如下：

式中R——總售電收入；

Pw——電量電價（元/kW·h）；

W——用戶電量（kW·h）；

Pc——容量電價；

C——用戶容量（kW）。

具體計算公式：

其中峰6的準分子離子峰為m/z 609［M－H］-，二級質譜顯示主要碎片離子為301［M‐C6H10O4‐C6H10O5‐H］-，與文獻報道蘆丁［15］的主要碎片離子一致，故推測為蘆丁。

容量電價=（資本費用+固定運行維護成本+固定稅金+盈利×80%）÷可用容量

電量電價=（變動成本+變動稅金+盈利×20%）÷上網電量

其中：盈利=電廠總投資×投資回收系數

=電廠總投資×（A/P,r,n）

可用容量=發電容量+備用容量

式中r——社會折現率；

n——投資回收年限。

資本費用包括發電廠的固定資產折舊、無形資產及遞延資產的攤銷費用、財務費用等；固定運行維護成本包括人工費、修理費、管理費及其他費用等；固定稅金包括隨容量電費征收的增值稅及城建附加稅和教育費附加等。變動成本包括燃料費、水費、其他變動運行維護成本等；變動稅金包括隨電量電費征收的增值稅，城鄉建設稅及教育費附加等。

兩部制電量電價可采用分量電價結構。分時上網電價主要有峰谷上網電價的豐枯上網電價：

（1）峰谷上網電價是根據日負荷曲線的峰荷時段、低谷時段、平荷時段系統發電可變成本的不同，由此確定有一定價差的峰荷電價、低谷電價和平荷電價的上網電價結構；

（2）水電機組啟閉靈活，具有調節性能的水電站在系統日平衡時進行調峰運行，可使其他類型機組運行平穩，降低其他類型機組啟停費用和系統運行成本。制定合理的峰、谷電量電價差價，使調峰水電的動態效益得到回報，調動水電調峰積極性，有利于電力資源優化配置；

（3）豐枯電量電價是考慮系統內水電站來水的季節性，在豐水期將上網電價適當降低，在枯水期將上網電價抬高，形成具有一定季節電量差價的上網電價結構；

（4）水電在豐水期出力大，發電量多，替代系統火電機組多發電，節約了系統的燃料成本。適當降低系統豐水電價，相應降低銷售電價，可鼓勵季節性用戶多用電，增大水電上網發電量，開拓水電市場；水電在枯水期來水量少，有調節性能的水電站多處于調峰運行，動態效益大，適當提高系統枯水期電量電價，增加水電的動態效益有助于緩解系統峰荷電量緊張的壓力。

峰谷和豐枯電價的制定采用的方法如下：

●上下浮動比例法制定峰谷電價：

高峰電價=平段電價×（1+高峰電價上浮比例）

低谷電價=平段電價×（1-低谷電谷下浮比例）

●成本分攤法制定豐枯電價：

豐水期電價=高峰期單位電量應分攤的固定成本+單位電量應分攤的變動成本。

枯水期電價=低谷期單位電量應分攤的固定成本+單位電量應分攤的變動成本。

●邊際成本法

用戶高峰時段用電需付高峰容量邊際成本和高峰電能邊際成本，低谷時段用戶只付低谷電能邊際成本。

2003年，國家發改委決定推行峰谷分時電價和豐枯季節電價，2004年7月1日湖南省電網執行峰谷分時電價和豐枯季節電價，每天分為四個時段：7：00～8：00、11：00～15：00、22：00～23：00為平段（共6小時，采用規定電價）；尖峰從19：00～22：00計3小時在規定電價基礎上上浮22%；高峰8：00～11：00、15：00～19：00共計7小時，在規定電價基礎上上浮22%；低谷23：00～次日7：00度8小時，在規定電價基礎上下浮40%。發電企業的上網電量以及省電網與地方電網之間購、售電量，全部實行峰谷分時電價。全年按發電來水和用水需求情況分為平水期（3，7，8，9月）、豐水期（4，5，6，10月）、枯水期（11月至次年2月），平水期按規定電價推行，豐水期每度電降3分錢，枯水期每度電提高0.04元。

2004年5月1日開始，云南省執行豐枯、峰谷電價。

豐枯季節，峰谷時段劃分為：6～10月份為豐水期，豐水期電價=基準電價×90%；平水期5月和11月份，平水期電價為基準電價；枯水期1～4月和12月份，枯水期電價=基準電價×115%。

云南省豐、平谷段及豐、平、枯期電價情況詳見附表。

附表云南省豐平谷和豐平枯期電價情況表

由于湖南省電網豐谷、豐枯差價較小，發電企業實施峰谷分時電價收入減少。根據上述辦法對2002年發電量進行實際分段上網電量計算，實施峰谷分時電價減少收入2.26億元，豐枯季節減少收入1.35億元，合計減少收入3.61億元，以益陽電廠為例，2003年全年上網電量30.1億kW·h，其中高尖峰時段電量占47%，平段占21%，低谷占32%，豐水期電量約8億kW·h，枯水期電量約10億kW·h，如執行湖南峰谷電價，全年將減少電費收入1996萬元，執行豐枯電價減少收入約200萬元。

而真正執行峰谷電價政策后，對火電及調節性能差的水電、高尖峰時段電量比例將進一步下降，那么對一般發電企業而言，減少的收入將會更大，分時電價政策為發電企業提供了提高單位電量效益的機遇，由于電價差的進一步拉大，各個時段和季節上網電價差異很大，致使各個時段和季節單位電量效益有很大的差異，給發電企業提高單位電量效益帶來了機遇和競爭。發電企業要盡量增加高尖峰時段以及枯水、平水期的上網電量，廠用電盡量安排在低谷時段，做好預防性檢修，盡可能做到低谷消缺。

3.3 “三部制”上網電價結構設想

3.3.1 兩部制上網電價的不足

一部制電價是一種單純以電量為指標的電價制度，二部制電價克服了一部制電價不考慮容量成本的不足，為水電站容量價值的補償提高了一定的保障，是保障生存的最基本的電價制度。但兩部制電價沒有實現對水電站輔助服務功能（包括調頻、調相、旋轉備用等）的完全補償。因此兩部制電價未能全面反映有調節性能水電站的特點，在電價結構方面還存在著不足。

3.3.2 “三部制”電價結構設想

對于有調節性能的水電站，特別是季調節性能以上的電站，為了解決其價值的合理補償問題，在兩部制結構的基礎上，加上輔助服務電價項，構成“三部制”的電價結構。即：

上網電價=容量電價+電量電價+輔助服務電價

電站效益=容量×容量電價+電量×電量電價+輔助服務量×輔助服務電價

對于輔助服務可采取合同協議收費的方式進行，收費標準為直接成本加上電網補貼。

4 結語

目前水電站的上網電價制定還在進一步完善之中，分時電價正在部分省市執行，水電站上網電價正朝著有利于資源優化配置的方向發展。但水電站的經濟性和優越性還沒有真正體現出來，豐枯、豐谷電價差價太小，兩部制電價僅在抽水蓄能電站中執行，水電站的容量效益和調頻、調相等動態輔助效益難以體現。

在電力市場運行模式下，水電站要獲得最佳的經濟效益，在上網電價中應能充分反映水電的開發運行特點，促進電力結構和資源優化配置，為實現上述目標，水電上網電價應實行三部制電價結構，即在兩部制上網電價結構中按機組動態效益的大小，增加輔助電價項，并按一定的方式計入上網電價中。