兩部制水電上網電價的計算方法

張 強，隋來東

（1.青海大學水力電力學院，西寧810016；2.青海平安高精鋁業有限公司，平安810008）

當前我國電力行業正處于"廠網分開，競價上網"的電力市場改革初級階段。電力作為一種商品，合理的電價是電力市場改革的核心問題。而我國各大區都有不同比例的水電，在市場競爭體制下，水電的上網電價是一個全新的重要課題，它是一只看不見的手，不僅操縱水電的交易市場，而且左右水電的投資市場。如何理順水電的市場環境，建立水火電協調與競爭的交易調度模式，制定水電的上網電價，解決投資市場中的水電投資與還貸等，都是當前電力改革迫切需要解決的問題［1］。

電價理論研究分為兩個部分，即電能成本分析（電價預測）及電力市場中電價形成機制，而電能成本分析是制定電價的基礎，其中電力系統隨機生產模擬是一個不可或缺的工具［2］。本文主要論述以電能成本分析為主的水電上網電價制定方法。

1 包含多個水電機組的隨機生產模擬

電力系統隨機生產模擬是一種模擬各機組生產情況，考慮機組的隨機故障特性及水文特性，同時計算系統可靠性指標及系統生產的平均成本和邊際成本的算法。

當電力系統中只有火電機組時，可按照煤耗微增率的大小確定其帶負荷順序，整個隨機生產模擬過程比較簡單。而當系統中有水電參與時，它們的發電量是水文情況及水庫調度決定的，不能事先確定其帶負荷順序，因此，為給水電機組尋找一個適當的帶負荷位置，傳統做法就需要反復進行卷積與反卷積運算，計算量急劇上升，整個隨機生產模擬變得異常復雜。本文采用一種嚴格而高效的模擬水電機組的方法。這一方法遵循以下兩條原則。

1）充分利用水能發電量，盡量避免棄水；

2）用水電機組替代擔任峰荷的火電機組，得到最大的燃料節約。

水電機組擔任峰荷的情況如圖1所示。圖中陰影部分為水電機組擔任的負荷，曲線cg是原持續負荷曲線向左平移相當于水電機組容量CH得來的。陰影部分gcdf的面積應等于水電機組的給定電量EHA。這樣就能保證水電機組不過載的情況下最經濟，最充分的利用水能電量EHA，這時，其余火電機組應擔任的負荷為oacgfh所圍成的部分。現在距a點為CH的右側作一垂線be，不難證明圖形acg和bde全同。因此，火電機組所擔任的負荷可以看成由oafh和bde兩部分組成，這相當于水電機組承擔了圖中abef部分負荷。顯然，這部分面積應等于水電機組的給定容量EHA。由以上討論可以得出：在等效持續負荷曲線下尋找相當于水電機組容量CH的一段，其面積恰好等于水電機組的給定電量EHA。因此，水電機組帶負荷的條件表示為

圖1 單個水電機組帶峰荷的情況Fig.1 Situation of single hydroelectric generating set with peak load

式中：EHL表示水電機組所擔當的負荷電量等于其給定電量EHA，這個條件可以保證水能電量的充分利用；PHL表示水電機組所擔當的最大負荷，應等于其運行容量CH，這個條件保證獲得最大的燃料節約。接下來的問題是如何確定水電機組運行的位置，本文采用的辦法是：首先，在等效持續負荷曲線下做出水電機組的特征矩形abb′a′，其底等于水電機組的運行容量CH，其面積就是該水電機組的給定電量，其高為水電機組在模擬周期內的利用小時數TH：

當把這個矩形向右移動，使等效持續負荷曲線在相應的區間內的面積等于該矩形面積時，就找到了水電機組的最佳運行位置，在這種情況下式（1）（2）都得到了滿足。

2 一種基于成本的水電上網電價制定方法

2.1 系統可靠性指標及成本的計算

根據邊際成本的定義可知，在隨機生產模擬過程中，機組k承擔了PLmax＋1處的負荷，則該臺機組的單位發電成本就是系統的邊際成本。

2.2 水電上網電價定價模型

水電發電成本主要由容量成本和變動成本兩部分組成，本文根據水電站本身的直接財務效益和費用，對電力系統進行隨機生產模擬，采用兩部制上網電價定價方法，構建由容量成本決定的基本電價和由變動成本決定的電量電價模型，針對水電的特點，本節構建的模型主要解決以下兩個問題：

1）水電發電成本中容量成本所占比例大，變動成本所占比例小。而競爭僅局限于由變動成本決定的電量電價。市場的競爭力度比較小，發電企業參與競爭的積極性低，取得的效果也有限；而容量電價部分只要保證機組可用率就可以得到支付，并不參與競爭，如何制定合理的上網電價是電價模型中應該解決的問題。

2）如何劃分各時段，制定分時電價來解決水電受河川天然徑流豐枯變化及峰谷時段的影響，進而有效指導用戶合理用電的問題。

2.2.1 基本電價模型

針對以上問題，本節建立的定價模型給出了以下解決思路。

對于第一個問題，本文提出的解決辦法是電廠的所有容量成本不完全通過容量電費回收，其中有一部分要通過電量電費回收。為了區別起見，將通過部分容量成本和資本收益確定的電費稱為基本電價，而由另一部分容量成本和變動成本及資本收益確定的電費稱為電度電價。

發電容量成本是根據邊際電廠投資年金化而得，同時還要考慮電廠的運行費用以及電站建設期中每年不同的投資流。此外，還要考慮廠用電以及機組的可用率。因此水電上網長期邊際容量成本可由下式確定：

式中：Lc為長期邊際發電容量成本（元／kW·a）；I為邊際機組單位千瓦的固定投資（元）；Om為運行維護費率，可取為3%；Kky為機組可用率；Cy為廠用電率。

Cr為投資回收系數，

式中：i為社會折現率，一般取10%～15%；t為設備的經濟壽命，水電一般取30年；K為調整系數，

式中：I1，I2，…，In為電廠在建設期的逐年投資流；n為電廠建設的年限。

而容量成本如何分攤是構建基本電價的核心，本文中提出容量成本分攤到基本電價中的比例由系數η確定，η由該機組的運行方式確定。如果上網電廠負荷率較高，既為電網提供電力，又為電網提供電量，則邊際容量成本分攤在基本電價中的比例系數η小，這樣有利于發電廠更加積極主動發電。如果上網機組只參加調峰，負荷率小，主要只提供電力服務，則邊際容量成本應多分攤到基本電價中，其分攤比例系數η較高，這樣有利于保證上網機組成本的收回。因此容量成本分攤到基本電價中的比例系數η設計為：

按照上述方法建立上網基本電價模型為

其中：Pci為機組i上網基本電價（元／kW·a）；Lci為機組i邊際容量成本（元／kW·a）；ηi為機組i容量成本分攤到基本電價中的比例系數。

2.2.2 電量電價模型

對于第二個問題，本文考慮到系統在高峰段、平段和低谷段這三種時段中不同的運作狀況，比如高峰段需要調峰調頻、事故備用，而低谷段系統中的電廠一般都是在基荷運行等，因此，尖峰供電的邊際成本要成倍地高于低谷供電的邊際成本［3］。另外水電系統受來水的影響，其發電成本也會有所不同。因此如何使上網電價反映出以上特點，是本節制定的電價模型要解決的。

邊際電量成本就是系統為了滿足用戶上網電量增加1kW·h而增加的電廠運行成本［4，5］。即

在求各小時的電量電價時，基荷發電設備的容量成本應在8760h平均分配；而峰腰荷發電設備的容量成本應按各小時的風險度ρLOLP（t）分配。因此，建立第t小時的電能峰、平、谷邊際電量電價模型分別如下：

意義為邊際容量成本在電度電價中峰段、平段和谷段的分攤系數。發電側容量在不同的發電時段所體現的作用是不同的。根據微觀經濟學原理，在峰時段，由于發電容量不足，它將發揮更大的邊際效率，相應的容量費用分攤權重系數應大一些；在谷時段，由于發電容量充裕，它發揮的邊際效率就比較小，其容量費用的分攤系數應小一些。

3 實例驗證

以青海電網為例，下面以三個上網機組A、B、C為例，具體數據測得如表1。其他資料如下：社會折現率取12%；廠用電率取2%；機組可用率取80%；運行維護率取3%；水電設備的經濟壽命取30年；邊際容量成本根據本文構建的模型（5）確定，邊際基本電價由模型（7）確定，得出基本電價如表1所示。

表1 邊際發電容量成本及基本電價Tab.1 Marginal power generation capacity cost and basic power pricing

簡單起見，以青海電網擔任調峰作用的水電站機組的運行成本作為系統高峰時的邊際電量成本，非高峰時采用大水電機組的運行成本作為邊際電量成本。而調峰水電機組的運行成本0.073元／（kW·h），非高峰時的邊際電量成本取60萬kW水電機組的運行成本0.068元／（kW·h），根據表1數據及式（11）～（13）得出分時電度電價及最終上網電價如表2所示。

表2 分時電度電價及上網電價Tab.2 Time－shared price and power net price（元／kW·h）

通過計算結果分析得出：上網電價會隨著峰谷時段的不同而不同，上例中機組A峰時段上網電價高出谷時段上網電價38.3%，上網電價中電度電價所占比例較高，如機組A峰時段電度電價占上網電價的85.8%，競爭力度較大。

4 結語

本文根據水電站本身的直接財務效益和費用，并對電力系統進行隨機生產模擬，制定水電上網電價定價計算方法，結果看出：實施兩部制電價制度一方面可有助于消除成本差異，保證各種不同類型電廠在同一起點競爭。另一方面還有助于電力價格從政府定價向市場定價的平穩過渡，對電網的經濟調度和調峰有積極的促進作用。本文采用了從提出問題、解決問題到建立模型的過程，并構建兩部制定價模型，最后通過實例，驗證本文構建的模型能夠反映水電特點，符合電力市場改革對水電參與競價的要求。但大部分水庫不僅具有發電功能，還兼有防洪、供水、航運、養殖等任務，在綜合利用過程中，如何解決它們與發電產生的矛盾，從而對電價產生的影響，是未來需要進一步研究的課題。

［1］ 曾鳴.電力市場理論及應用［M］.北京：中國電力出版社，2000.

［2］ 王錫凡.電力系統優化規劃［M］.北京：水利電力出版社，1990.

［3］ 李揚，王治華，盧毅，等（Li Yang，Wang Zhihua，Lu Yi，etal）.峰谷分時電價的實施及大工業用戶的響應（The implementation of peak and valley time price for electricity and the response of large industries）［J］.電力系統自動化（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］ 張強（Zhang Qiang）.基于會計成本法的水電上網電價的定價（Hydropower net pricing based on the accountant cost）［J］.電力系統及其自動化學報（Proceedings of the CSU－EPSA），2008，20（4）：113－119.