电价方案论文：上网侧分时电价方案的设计探析
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本文作者：黄弦超、张粒子、陶文斌 单位：华北电力大学电气与电子工程学院、北京华易智尚能源咨询中心
长期边际成本理论简介
分时电价的理论基础是边际成本定价法。在充分竞争的电力市场中，市场中的现货价格(分时电价)基于短期边际成本产生；而在政府定价的情况下，上网电价实际是长期合同价格，应以长期边际成本为基础制定分时电价。
A省的电源主要包括水电和燃煤机组两类。当前水电装机容量约占总装机容量的65%。单机5万kW以下的小水电在数量上占优，但具有季调节及以上调节性能的水电装机容量占水电总装机容量的56%。“十二五”期间，多座大型水电将陆续投产，水电装机比例将进一步提高。火电以大容量燃煤机组为主，单机30万kW及以上燃煤机组占火电总装机容量的96%，单机60万kW及以上燃煤机组占火电总装机容量的40%。至2015年，单机60万kW及以上燃煤机组在火电机组的比例将超过60%。2）供需情况。当前A省存在一定的季节性、时段性的缺电。但随着多座调节性能较好的大型水电投产，自2013年起，A省将出现全面的电力电量富裕，即使是在枯水期的高峰时段也将有较大的电力电量盈余。3）机组发电特性。A省主要依靠调节性能较好的大型水电进行调峰。统计结果表明，季调节及以上调节性能的水电站在全年范围内均可较大幅度地参与系统调峰；日调节和径流式水电站，发电出力几乎为直线，对系统调峰的贡献很小；火电机组在丰水期基本按最小技术出力运行，在平水期和枯水期承担有限的调峰作用。由于A省中具有年调节及以上性能的水电站很少，所以水电发电量的丰枯季节差异很大，整体上水电在丰水期和平水期的发电量占到全年水电发电量的70%左右。因而A省的火电机组主要起到的是枯水期发电，平水期和丰水期备用及电压支撑的作用。
如前所述，上网侧分时电价的理论基础在于不同时段、不同季节的发电边际成本不同。因而，是否有必要实行分时电价以及是同时实行峰谷、丰枯电价，还是单独实行峰谷电价或丰枯电价，取决于该市场的发电边际成本。我国经济的快速增长使得我国电力负荷的增长，不同于发达国家只是峰荷的增长，而是基荷的增长，同时考虑到我国“贫油少气”的资源现状，经过优化规划后的边际机组往往是大容量燃煤机组。根据式(4)，边际容量成本在不同时段或季节产生差异的根本原因在于规划中的边际机组在系统中发挥的作用。若该机组承担着为系统调峰的作用，峰谷电量的差异较大，则边际容量成本在不同时段的差异较大；若该机组承担着枯水期发电丰水期备用的作用，则丰枯电量差异较大，从而边际容量成本在不同季节的差异较大。
根据长期边际成本定价理论，边际电量成本在不同时段或季节的差异在于不同类型电源的燃料成本不同，因而经过优化调度后，系统的边际机组不同。由此可见，边际电量成本差异的根源在于电源结构多样化。若在电源结构比较单一的市场中，例如火电为主的市场，边际电量成本的差异将较小，原因在于：目前我国仅在少数经济发达省份有一定装机容量的燃气或燃油机组，在少数省份有核电机组，大部分火电为主的市场基本以燃煤机组为主。在我国当前“关停小火电”，“上大压小”等一系列政策的作用下，我国大部分省区燃煤机组均以单机30万kW和60万kW的机组为主。其中，30万kW级燃煤机组平均供电煤耗335.62g/kWh，60万kW级燃煤机组平均供电煤耗322.02g/kWh，两者之间平均设计煤耗的差异约13g/kWh[7]。由此可见，在大部分火电为主的市场中，燃料成本的差异较小，因此不同时段或季节，系统边际电量成本差异较小。根据A省的电源规划方案，边际机组为30万kW的燃煤机组。从机组发电特性分析可以看出，由于A省调峰电源主要为水电，燃煤机组在全年各个时段的发电量比例比较均衡。因此，对于A省而言，边际容量成本在峰谷平时段的分摊比例趋同。同时在运行层面，由于A省电源主要为水电和30万kW以上火电机组，火电机组运行成本高于水电，因而A省电网在不同时段的边际机组均为火电燃煤机组，边际电量成本在峰谷平时段趋同。所以，A省电网峰谷平时段的边际成本趋同。但由于火电机组在丰枯季节发电量比例差异较大，边际容量成本在不同季节分摊比例不同，因而A省电网在丰、枯、平季节的边际成本不同。由此可见，对于A省，仅适宜实行上网侧丰枯分时电价，而不适宜实行峰谷分时电价。
此外，在当前厂网分离但却没有建立起完备的发电竞争市场的环境下，发电公司不能自主甚至很难参与制定其发电计划，峰谷电量的分配完全在于电网公司的调度部门。由于对峰谷电量的分配在日前发电计划以及实时调度层面，涉及到复杂的电力系统安全约束问题，不仅事后对峰谷电量分配的“三公”监管难度较大，而且较难制定一个可操作的“公平”原则供调度部门在实时调度中遵循。而在丰枯季节电量的分配上，一般在年发电计划和月发电计划层面，遵循的是尽量减少水电弃水的“以水定电”原则，监管相对而言较为容易。综上，本文建议，对于A省仅实行上网侧丰枯电价机制。
文献[8-10]根据长期边际成本定价理论建立了上网侧峰谷电价模型，在同一时段全网所有机组执行相同的上网电价水平。该方法符合“同质同价”的经济学原理，但全网统一上网电价水平，将造成各方主体利益较大的调整，实施起来难度较大。文献[11]分别以各个机组的实际投资成本和变动成本分别确定容量电价和电量电价，两者综合得到发电侧峰谷电价。该方法对各方利益调整较小，但需确定每个机组的峰谷电价水平，核定的工作量较大，而且当系统的供需情况发生变化需要对电价进行调整时，调整的工作量也较大。因此，为便于政策的实施，本文建议仍然沿用现行的上网侧分时电价方式，即在政府审批电价基础上进行上下浮动得到丰枯分时电价。考虑到水电和火电的发电特性差异较大，若采用统一的分时电价浮动比例，将会在水电行业和火电行业之间产生交叉补贴。所以，本文建议应按照水电和火电分类制定浮动比例。
从价格反映市场价值的角度出发，经过上浮后的枯水期上网电价应与根据长期边际成本理论计算出的枯水期边际电价接近。因此，本文建议按照测算的枯水期边际电价以及火电厂和水电站的政府审批上网电价来确定枯水期的上浮比例。丰枯电价浮动比例设计思路见图1。对于上网电量的取值，文献[12]以节能调度为导向，并引入环境价值参数，通过优化建模的方法进行求解。理论上虽然可行，但由于其环境价值参数的取值并没有相关的标准可参考，而其取值会影响水、火电的上网电量，从而影响发电企业的利益，在实际应用上可能会引起诸多争议。因此，本文建议：上网电量的取值可参考经政府主管部门审批通过的规划预测数据，以便于方案实施。
上网侧峰谷电价调整机制。1）枯水期电价浮动系数的调整机制。枯水期电价浮动系数需根据系统供需情况的变化进行调整。本文建议：在每个电价管制期末，根据下一个电价管制期的电源规划、负荷预测等数据，本文所建立的模型重新测算丰枯电价浮动系数，并及时向社会公布。2）丰水期电价浮动系数的调整机制。由于分时电价浮动系数的测算基于历史和预测数据，与实际运行的结果难免发生偏差。3）基准电价的调整机制。本文以政府审批电价作为基准电价。因而当发电成本发生(如火电厂的燃煤价格、水电站的水资源费等)变化时，价格制定者应及时予以联动，调整上网电价水平。
上网侧分时电价测算
本文取机组投资成本为4196元/kW[13]，平均厂用电率为6.24%，机组平均等效可用系数为92.51%，运行维修费率按经验取3%，贴现率取8%，机组逐年投资比例为20%：30%：30%：20%，运行年限取20a。根据式(1)—(3)，计算得到边际容量成本为571.38元/kW。取30万kW火电机组平均煤耗335.62g/kWh，平均到厂煤价700元/t，计算得到边际电量成本为0.23元/kWh。边际容量成本在丰枯平季节的分摊比例为：23%：57%：20%。取值为20%，取值为8%。计算得到A省分时边际电价为：枯水期为0.39元/kWh，丰水期为0.32元/kWh，平水期为0.37元/kWh。
p火审批取值0.36元/kWh，p水审批取值0.3元/kWh，测算得到K火枯和K水枯分别为8%和30%。A省火电枯丰电量比例为2.54，水电枯丰电量比例为0.48，测算得到K火丰和K水丰分别为20%和15%。
虽然本文设计的方案基于“减少对发电企业利益调整”的原则，分类制定水、火电企业的分时电价浮动比例，保证了水电行业和火电行业的整体利益不受影响。但由于不同电厂的发电特性不同，丰枯电量的比例有所差异，因而不同电厂的利益调整情况不同。1）火电企业。通过对A省的实际情况进行测算可以看出，火电企业因上网侧分时电价政策造成的利益调整差异很小，方差为104。2）水电企业。由于水电站的调节性能不同，不同类型的水电企业利益调整情况不同。整体上，单机5万kW及以下的小水电，因调节性能普遍较差，实行分时电价后发电收入普遍降低，利益调整的方差约为3103。单机5万kW~10万kW的中型水电站由于调节性能和流域来水的差异，实行分时电价后发电收入的影响情况差异较大，约65%的电站发电收入降低，35%的电站发电收入增加，利益调整的方差约为102。单机10万kW以上的大型水电站由于大部分调节性能较好，半数以上的水电站发电收入增加，利益调整的方差约为5103。
对水火电价格差异的探讨
调节性能好的水电站因能在供需相对紧张的枯水期多提供电能，因而从分时电价政策中获益，不仅体现了“优质优价”的原则，符合电价改革的方向，而且还有利于促进调节性能好的水电站建设，改善当地电源结构，充分利用水资源。由于当前我国上网电价由政府制定，因而在“合理回收成本，合理获得利润”的政府定价原则下，水火电的上网电价差异较大。水火电是否应“同价”在电力行业引起了广泛争论[14-15]。水火电价格的差异似乎与《电力法》中“同网同质同价”的电价原则相违背，但实际上却不尽然。由于电力供需形势的不断变化，不同时段电力商品的价格不同——高峰时段和枯水季节价格高，低谷时段和丰水季节价格低。因此，电力商品的定价应是“同网同时同价”。在充分竞争的市场环境下，调节性能好的电源因为可以在价格较高的时段多发电，所以年平均价格较高。一般情况下，火电机组的调节性能优于日调节和径流式水电，而劣于年调节和多年调节水电站，因而火电的价格理应高于日调节和径流式水电，而低于年调节和多年调节水电。从A省的实例数据来看，在本文所设计的分时电价机制下，年调节和多年调节水电站年平均上网电价将上涨7.26%，该类新投产的水电站年平均电价约为0.32元/kWh。虽然仍略低于当地火电价格0.36元/kWh，但与火电的价差比未执行分时电价有所缩小。换言之，虽然在本文所设计的机制下，不能完全理顺水火电之间的价格关系，但对逐渐合理化水火电的价差有一定积极作用。
结论
本文对现行的上网侧分时电价政策进行了完善。以长期边际成本定价理论为基础，针对某省的实际情况，建立了分时电价浮动比例的计算模型，避免了浮动比例由价格制定者人为确定的不足。同时，本文详细设计了上网侧分时电价的调整机制，以动态调整取代现行的静态方案，不仅有利于分时电价政策的执行，而且提出的“电网公司通过上网侧分时电价政策增加的收益由发电公司和用户共享“的方案，将有利于政府部门合理利用价格杠杆作用，实现本省产业布局调整，促进地方经济有序发展。