電價方案論文：上網側分時電價方案的設計探析
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本文作者：黃弦超、張粒子、陶文斌 單位：華北電力大學電氣與電子工程學院、北京華易智尚能源咨詢中心
長期邊際成本理論簡介
分時電價的理論基礎是邊際成本定價法。在充分競爭的電力市場中，市場中的現貨價格(分時電價)基于短期邊際成本產生；而在政府定價的情況下，上網電價實際是長期合同價格，應以長期邊際成本為基礎制定分時電價。
A省的電源主要包括水電和燃煤機組兩類。當前水電裝機容量約占總裝機容量的65%。單機5萬kW以下的小水電在數量上占優(yōu)，但具有季調節(jié)及以上調節(jié)性能的水電裝機容量占水電總裝機容量的56%?！笆濉逼陂g，多座大型水電將陸續(xù)投產，水電裝機比例將進一步提高。火電以大容量燃煤機組為主，單機30萬kW及以上燃煤機組占火電總裝機容量的96%，單機60萬kW及以上燃煤機組占火電總裝機容量的40%。至2015年，單機60萬kW及以上燃煤機組在火電機組的比例將超過60%。2）供需情況。當前A省存在一定的季節(jié)性、時段性的缺電。但隨著多座調節(jié)性能較好的大型水電投產，自2013年起，A省將出現全面的電力電量富裕，即使是在枯水期的高峰時段也將有較大的電力電量盈余。3）機組發(fā)電特性。A省主要依靠調節(jié)性能較好的大型水電進行調峰。統(tǒng)計結果表明，季調節(jié)及以上調節(jié)性能的水電站在全年范圍內均可較大幅度地參與系統(tǒng)調峰；日調節(jié)和徑流式水電站，發(fā)電出力幾乎為直線，對系統(tǒng)調峰的貢獻很?。换痣姍C組在豐水期基本按最小技術出力運行，在平水期和枯水期承擔有限的調峰作用。由于A省中具有年調節(jié)及以上性能的水電站很少，所以水電發(fā)電量的豐枯季節(jié)差異很大，整體上水電在豐水期和平水期的發(fā)電量占到全年水電發(fā)電量的70%左右。因而A省的火電機組主要起到的是枯水期發(fā)電，平水期和豐水期備用及電壓支撐的作用。
如前所述，上網側分時電價的理論基礎在于不同時段、不同季節(jié)的發(fā)電邊際成本不同。因而，是否有必要實行分時電價以及是同時實行峰谷、豐枯電價，還是單獨實行峰谷電價或豐枯電價，取決于該市場的發(fā)電邊際成本。我國經濟的快速增長使得我國電力負荷的增長，不同于發(fā)達國家只是峰荷的增長，而是基荷的增長，同時考慮到我國“貧油少氣”的資源現狀，經過優(yōu)化規(guī)劃后的邊際機組往往是大容量燃煤機組。根據式(4)，邊際容量成本在不同時段或季節(jié)產生差異的根本原因在于規(guī)劃中的邊際機組在系統(tǒng)中發(fā)揮的作用。若該機組承擔著為系統(tǒng)調峰的作用，峰谷電量的差異較大，則邊際容量成本在不同時段的差異較大；若該機組承擔著枯水期發(fā)電豐水期備用的作用，則豐枯電量差異較大，從而邊際容量成本在不同季節(jié)的差異較大。
根據長期邊際成本定價理論，邊際電量成本在不同時段或季節(jié)的差異在于不同類型電源的燃料成本不同，因而經過優(yōu)化調度后，系統(tǒng)的邊際機組不同。由此可見，邊際電量成本差異的根源在于電源結構多樣化。若在電源結構比較單一的市場中，例如火電為主的市場，邊際電量成本的差異將較小，原因在于：目前我國僅在少數經濟發(fā)達省份有一定裝機容量的燃氣或燃油機組，在少數省份有核電機組，大部分火電為主的市場基本以燃煤機組為主。在我國當前“關停小火電”，“上大壓小”等一系列政策的作用下，我國大部分省區(qū)燃煤機組均以單機30萬kW和60萬kW的機組為主。其中，30萬kW級燃煤機組平均供電煤耗335.62g/kWh，60萬kW級燃煤機組平均供電煤耗322.02g/kWh，兩者之間平均設計煤耗的差異約13g/kWh[7]。由此可見，在大部分火電為主的市場中，燃料成本的差異較小，因此不同時段或季節(jié)，系統(tǒng)邊際電量成本差異較小。根據A省的電源規(guī)劃方案，邊際機組為30萬kW的燃煤機組。從機組發(fā)電特性分析可以看出，由于A省調峰電源主要為水電，燃煤機組在全年各個時段的發(fā)電量比例比較均衡。因此，對于A省而言，邊際容量成本在峰谷平時段的分攤比例趨同。同時在運行層面，由于A省電源主要為水電和30萬kW以上火電機組，火電機組運行成本高于水電，因而A省電網在不同時段的邊際機組均為火電燃煤機組，邊際電量成本在峰谷平時段趨同。所以，A省電網峰谷平時段的邊際成本趨同。但由于火電機組在豐枯季節(jié)發(fā)電量比例差異較大，邊際容量成本在不同季節(jié)分攤比例不同，因而A省電網在豐、枯、平季節(jié)的邊際成本不同。由此可見，對于A省，僅適宜實行上網側豐枯分時電價，而不適宜實行峰谷分時電價。
此外，在當前廠網分離但卻沒有建立起完備的發(fā)電競爭市場的環(huán)境下，發(fā)電公司不能自主甚至很難參與制定其發(fā)電計劃，峰谷電量的分配完全在于電網公司的調度部門。由于對峰谷電量的分配在日前發(fā)電計劃以及實時調度層面，涉及到復雜的電力系統(tǒng)安全約束問題，不僅事后對峰谷電量分配的“三公”監(jiān)管難度較大，而且較難制定一個可操作的“公平”原則供調度部門在實時調度中遵循。而在豐枯季節(jié)電量的分配上，一般在年發(fā)電計劃和月發(fā)電計劃層面，遵循的是盡量減少水電棄水的“以水定電”原則，監(jiān)管相對而言較為容易。綜上，本文建議，對于A省僅實行上網側豐枯電價機制。
文獻[8-10]根據長期邊際成本定價理論建立了上網側峰谷電價模型，在同一時段全網所有機組執(zhí)行相同的上網電價水平。該方法符合“同質同價”的經濟學原理，但全網統(tǒng)一上網電價水平，將造成各方主體利益較大的調整，實施起來難度較大。文獻[11]分別以各個機組的實際投資成本和變動成本分別確定容量電價和電量電價，兩者綜合得到發(fā)電側峰谷電價。該方法對各方利益調整較小，但需確定每個機組的峰谷電價水平，核定的工作量較大，而且當系統(tǒng)的供需情況發(fā)生變化需要對電價進行調整時，調整的工作量也較大。因此，為便于政策的實施，本文建議仍然沿用現行的上網側分時電價方式，即在政府審批電價基礎上進行上下浮動得到豐枯分時電價?？紤]到水電和火電的發(fā)電特性差異較大，若采用統(tǒng)一的分時電價浮動比例，將會在水電行業(yè)和火電行業(yè)之間產生交叉補貼。所以，本文建議應按照水電和火電分類制定浮動比例。
從價格反映市場價值的角度出發(fā)，經過上浮后的枯水期上網電價應與根據長期邊際成本理論計算出的枯水期邊際電價接近。因此，本文建議按照測算的枯水期邊際電價以及火電廠和水電站的政府審批上網電價來確定枯水期的上浮比例。豐枯電價浮動比例設計思路見圖1。對于上網電量的取值，文獻[12]以節(jié)能調度為導向，并引入環(huán)境價值參數，通過優(yōu)化建模的方法進行求解。理論上雖然可行，但由于其環(huán)境價值參數的取值并沒有相關的標準可參考，而其取值會影響水、火電的上網電量，從而影響發(fā)電企業(yè)的利益，在實際應用上可能會引起諸多爭議。因此，本文建議：上網電量的取值可參考經政府主管部門審批通過的規(guī)劃預測數據，以便于方案實施。
上網側峰谷電價調整機制。1）枯水期電價浮動系數的調整機制。枯水期電價浮動系數需根據系統(tǒng)供需情況的變化進行調整。本文建議：在每個電價管制期末，根據下一個電價管制期的電源規(guī)劃、負荷預測等數據，本文所建立的模型重新測算豐枯電價浮動系數，并及時向社會公布。2）豐水期電價浮動系數的調整機制。由于分時電價浮動系數的測算基于歷史和預測數據，與實際運行的結果難免發(fā)生偏差。3）基準電價的調整機制。本文以政府審批電價作為基準電價。因而當發(fā)電成本發(fā)生(如火電廠的燃煤價格、水電站的水資源費等)變化時，價格制定者應及時予以聯(lián)動，調整上網電價水平。
上網側分時電價測算
本文取機組投資成本為4196元/kW[13]，平均廠用電率為6.24%，機組平均等效可用系數為92.51%，運行維修費率按經驗取3%，貼現率取8%，機組逐年投資比例為20%：30%：30%：20%，運行年限取20a。根據式(1)—(3)，計算得到邊際容量成本為571.38元/kW。取30萬kW火電機組平均煤耗335.62g/kWh，平均到廠煤價700元/t，計算得到邊際電量成本為0.23元/kWh。邊際容量成本在豐枯平季節(jié)的分攤比例為：23%：57%：20%。取值為20%，取值為8%。計算得到A省分時邊際電價為：枯水期為0.39元/kWh，豐水期為0.32元/kWh，平水期為0.37元/kWh。
p火審批取值0.36元/kWh，p水審批取值0.3元/kWh，測算得到K火枯和K水枯分別為8%和30%。A省火電枯豐電量比例為2.54，水電枯豐電量比例為0.48，測算得到K火豐和K水豐分別為20%和15%。
雖然本文設計的方案基于“減少對發(fā)電企業(yè)利益調整”的原則，分類制定水、火電企業(yè)的分時電價浮動比例，保證了水電行業(yè)和火電行業(yè)的整體利益不受影響。但由于不同電廠的發(fā)電特性不同，豐枯電量的比例有所差異，因而不同電廠的利益調整情況不同。1）火電企業(yè)。通過對A省的實際情況進行測算可以看出，火電企業(yè)因上網側分時電價政策造成的利益調整差異很小，方差為104。2）水電企業(yè)。由于水電站的調節(jié)性能不同，不同類型的水電企業(yè)利益調整情況不同。整體上，單機5萬kW及以下的小水電，因調節(jié)性能普遍較差，實行分時電價后發(fā)電收入普遍降低，利益調整的方差約為3103。單機5萬kW~10萬kW的中型水電站由于調節(jié)性能和流域來水的差異，實行分時電價后發(fā)電收入的影響情況差異較大，約65%的電站發(fā)電收入降低，35%的電站發(fā)電收入增加，利益調整的方差約為102。單機10萬kW以上的大型水電站由于大部分調節(jié)性能較好，半數以上的水電站發(fā)電收入增加，利益調整的方差約為5103。
對水火電價格差異的探討
調節(jié)性能好的水電站因能在供需相對緊張的枯水期多提供電能，因而從分時電價政策中獲益，不僅體現了“優(yōu)質優(yōu)價”的原則，符合電價改革的方向，而且還有利于促進調節(jié)性能好的水電站建設，改善當地電源結構，充分利用水資源。由于當前我國上網電價由政府制定，因而在“合理回收成本，合理獲得利潤”的政府定價原則下，水火電的上網電價差異較大。水火電是否應“同價”在電力行業(yè)引起了廣泛爭論[14-15]。水火電價格的差異似乎與《電力法》中“同網同質同價”的電價原則相違背，但實際上卻不盡然。由于電力供需形勢的不斷變化，不同時段電力商品的價格不同——高峰時段和枯水季節(jié)價格高，低谷時段和豐水季節(jié)價格低。因此，電力商品的定價應是“同網同時同價”。在充分競爭的市場環(huán)境下，調節(jié)性能好的電源因為可以在價格較高的時段多發(fā)電，所以年平均價格較高。一般情況下，火電機組的調節(jié)性能優(yōu)于日調節(jié)和徑流式水電，而劣于年調節(jié)和多年調節(jié)水電站，因而火電的價格理應高于日調節(jié)和徑流式水電，而低于年調節(jié)和多年調節(jié)水電。從A省的實例數據來看，在本文所設計的分時電價機制下，年調節(jié)和多年調節(jié)水電站年平均上網電價將上漲7.26%，該類新投產的水電站年平均電價約為0.32元/kWh。雖然仍略低于當地火電價格0.36元/kWh，但與火電的價差比未執(zhí)行分時電價有所縮小。換言之，雖然在本文所設計的機制下，不能完全理順水火電之間的價格關系，但對逐漸合理化水火電的價差有一定積極作用。
結論
本文對現行的上網側分時電價政策進行了完善。以長期邊際成本定價理論為基礎，針對某省的實際情況，建立了分時電價浮動比例的計算模型，避免了浮動比例由價格制定者人為確定的不足。同時，本文詳細設計了上網側分時電價的調整機制，以動態(tài)調整取代現行的靜態(tài)方案，不僅有利于分時電價政策的執(zhí)行，而且提出的“電網公司通過上網側分時電價政策增加的收益由發(fā)電公司和用戶共享“的方案，將有利于政府部門合理利用價格杠桿作用，實現本省產業(yè)布局調整，促進地方經濟有序發(fā)展。