适应节能发电调度的电价调整机制研究

孔 亮 ，王 建，刘 庆，吕世森，张 健，杨旭中

(电力规划设计总院，北京 100120)



适应节能发电调度的电价调整机制研究

孔 亮 ，王 建，刘 庆，吕世森，张 健，杨旭中

(电力规划设计总院，北京 100120)

摘要：节能发电调度从制度上建立起了电力行业节能的长效机制，但是在现有标杆电价体系下的试点实施过程中遇到了利益分配不均的问题。为此本文基于现行电价体系，提出了政府或市场主导的电价调整机制，来实现电力企业间利益的合理分配，从而更好地推进节能发电调度的实施。

关键词：节能发电调度；电价；调整机制。

当前我国的电价模式总体上是由国家核定发电企业上网电价，发电企业根据上网电量收取电费。实施节能发电调度后排序靠后的发电企业上网电量减少，造成其收入减少，而企业需要弥补固定成本，采购煤炭也需要占用流动资金，因此需建立对少发电厂的补偿机制，保证其摊销固定成本和流动资金。考虑到煤价已经市场化的现状，补偿最有效的方式就是调整电价。由于标杆电价机制短期不会改变，因此仅能通过间接的方式来实现电价调整。但是，五个节能发电调度试点省份推出的电价调整机制都还不够完善，因此，本文旨在立足当前，研究近期能够更为有效地适应节能发电调度的电价调整机制。

1 电价调整机制整体思路

电价调整立足于现有电价模式，通过对电价间接调整的方式，合理有效地补偿少发电厂因参与节能发电调度而减少的收益。遵循合理有限调整、谁受益谁出钱的原则，不增加用户负担，重点在参与节能发电调度的水电企业及具有较大单机容量的燃煤发电企业与具有较小单机容量的火电企业之间进行。

调整电价需考虑以下几个因素：一是立足于现有电价模式；二是要对进入机组组合且对于电网安全性不可或缺的少发电企业补偿固定成本，维持企业基本运转；三是原有利益格局不做大的调整，以保证电网安全可靠地供电；四是电价调整可通过市场和非市场机制运作，但是在此过程中，利润空间在发电企业间调配，行政管理机构和电网公司要当好“裁判员”，不能当“运动员”。

基于以上思路，本文按照是否存在政府分配基础电量，提出政府主导和市场主导两种电价调整机制。

2 政府主导电价调整机制

该机制是以贵州模式为原型进行的改进。取消基础电量，各发电机组严格按照排序表进行电量分配。此时的电价调整需要政府主导，通过补偿的方式实现。政府主管部门每年测算上一年各类型统调机组的低限发电利用小时(简称低限小时)，若机组实际发电利用小时低于其低限小时，则对该机组少发电的固定成本进行补偿。补偿资金由所有超过低限小时的发电机组按超发电量分摊，但总的补偿金额不高于多发电的收益；如果多发电企业提供的补偿资金不够，那么可以由电网企业、政府部门或者煤电联动等补充，从而使得所有统调发电企业都不亏损。

2.1 补偿对象

对本区域列入节能发电调度年度发电机组组合方案、实际发电利用小时达不到低限小时的发电机组，给予经济补偿。对于因发电机组自身原因减发或不发的，不予补偿。

2.2 各容量机组低限小时的计算

低限小时数定义为上一年各容量机组实际平均成本下，发电利用小时数对应的盈亏平衡点，即要满足：

式中：Cc上一年实际总固定成本，Cp为上一年实际总可变成本，CT为上一年实际营业税金及附加，EP上一年实际发电总收入。

由于

式中：Pe为单位可变成本；PN为机组额定容量；TS为机组发电利用小时低限标准；η为机组综合厂用电率；P为机组年均上网电价。把上述两公式带入盈亏平衡公式后得到低限小时计算公式：

注：以上价格都为不含税价。

2.3 补偿金额的计算

经济补偿金额根据各机组上一年低限标准与其实际发电利用小时的差值，乘以机组额定容量和平均上网电价，并扣除相应的厂用电和可变成本后确定：

式中：mi为该机组所需的经济补偿金额；TS为机组发电利用小时低限标准；Ta.i为机组实际发电利用小时；TN.i为机组额定容量；pi为机组年均上网电价；ηi为机组综合厂用电率；Pe.i为单位可变成本。

所有机组的经济补偿金额之和统计为机组经济补偿总额：

2.4 补偿金额的来源

2.4.1 发电企业间相互补偿

若机组利用小时高于其同容量机组发电利用小时低限标准，则该机组能分摊的最大经济补偿金额为：

式中：oi为该机组能分摊的机组经济补偿金额。

定义调节系数αi，取值为0～1之间，用于给多发电机组留有适当的利润。从而得到该机组能分摊的经济补偿金额：

机组所能提供的总补偿金额为：

2.4.2 其他方式补偿

如果o'

2.5 电价调整与结算方式

补偿金额确定后，从下次结算电价开始，在政府主管部门监督下由电网公司统一扣除或补偿。

需补偿机组调整后的结算电价为：

提供补偿机组调整后的结算电价为：

式中：p'i为调整后的结算电价；Qi为需要分摊补偿的电量。

如果，补偿金额较大，各省可根据实际情况，按一定比例在接下来的数月中逐月扣除或补偿。

2.6 与贵州模式的差异性

(1)本文机制是在贵州低限补偿方式的基础上，针对低限小时及补偿额测算标准进行了改进，从而确保低限小时能起到补偿界限的作用，同时使补偿额标准更科学合理。

(2)对于补偿额的测算，扣除小机组少发电量对应的可变成本。

(3)以上一年实际发生成本进行核算，更加贴近实际。

2.7 优点与不足

政府主导机制的优点主要体现在：没有计划电量，完全按照节能发电调度；模式简单明了；采用后评价的方式测算补偿，贴近实际；能实现对小机组欠发部分的有效补偿。

同时，存在以下不足：

(1)低限小时测算所需各项成本、收入均采用平均值，因此需要采集样本量较大。

(2)发电企业提供的成本数据和利润数据准确性缺乏有效保障，同时分割成本数据存在技术性问题，也影响标准测算的准确性。

(3)平均固定成本受机组投产时间、单位造价、机组总量权重等影响，数据可能具有一定离散型，因此以基于统一的低限小时测算补偿时，对于被补偿机组的个体而言，存在过度补偿或补偿不足的可能；对于给予补偿机组的个体而言，存在补偿额超过承受能力的可能。

(4)补偿金额由政府主导，测算补偿标准工作量及难度均较大，需要委托专业机构进行具体测算工作，即使如此，由于存在个体机组补偿不均衡矛盾，需要补偿和被补偿的双方均认可难度较大。

(5)目前还没有实践经验。

(6)结算周期较长，少发电企业在此期间需自行解决流动资金不足的问题。

2.8 案例

以调研得到的贵州2010年发电机组情况为例，忽略营业税金及附加的影响，测算得到如表1所示的实际利用小时情况下的补偿金额及对应电价调整的对比表，按实际煤价，改进后补偿资金缺口为58808万元，比改进前的239627万元减少180819万元；改进后的盈亏平衡点标煤价增加至495.07元/t，比改进前的458.11元/t增加36.96元/t；电价调整金额在当前办法下对应的调整电价幅度较大，改进办法下需要调整电价的幅度显著减小。

表1　实际利用小时下的补偿金额与电价调整对比(单位：万元 / 元/MWh)

3 市场主导电价调整机制

前述分析指出政府主导的电价调整机制存在制度性缺陷，其权威性、准确性也很难得到市场主体的认同，其操作性有待检验。在此情况下，参考江苏模式，引入市场化机制，使参与利益再分配的企业通过主动参与市场，形成交易价格，达到补偿效果。该模式下，政府按照能耗水平定期给出不同类型机组的基础电量，各发电机组按照基础电量的比例分配实际的发电量。电价调整则通过市场机制运作，在给定基础电量后，利用大小机组可变成本的差额空间进行电量交易，由多发电厂在超发电量中拿出部分利润，形成与少发电厂间的电量交易电价，实现多发电厂与少发电厂间的双赢。

3.1 基础电量

基础电量是交易的基础，需要科学合理的确定。政府主管部门首先需通过盈亏平衡测算得到各容量典型机组的盈亏平衡供电量，其次把年供电预测总量扣除盈亏平衡总供电量得到剩余电量，接着把剩余电量按照煤耗排序表自上而下分配给各机组，得到能兼顾节能发电调度和小机组生存的各机组年度基础电量。

3.2 交易主体

参与替代电量交易的市场主体(即交易主体)分为替代电量出售方(以下简称被替代方)，替代电量购入方(以下简称替代方)，省电力公司作为替代电量交易的具体实施、安全校核、交易协议的鉴证和执行方。

参与替代电量交易的机组包括：当年省主管部门下达关停补偿电量指标的“上大压小”关停机组作为被替代方；统调200 MW级及以下在役常规燃煤机组在满足电网安全运行的最小开机方式后，剩余计划发电量指标作为被替代方。原则上300 MW及以上机组作为替代方，鼓励300 MW机组由更高容量高效机组替代，未安装脱硫设施的机组不得作为替代方。

3.3 交易方式

替代电量交易方式可分为：交易平台集中撮合交易、不同发电企业之间协商交易和同一发电企业内部替代交易三种方式。

(1)交易平台集中撮合交易由省节能发电调度主管部门、省电监办(能监办)和省电力公司统一组织实施，在省电力公司电力交易中心(以下简称省电力交易中心)的市场交易平台上开展，发电企业通过电网交易运营系统进行统一报价、集中撮合。

(2)参与协商交易的发电企业可参考燃料成本和交易平台集中撮合成交价格，每月协商签订月度替代电量交易协议。

(3)同一发电企业大小机组之间可进行内部替代电量交易。内部替代可由发电企业提出申请，报省电力交易中心进行校核。

3.4 交易顺序

替代电量交易每月组织一次，交易前双方各自向交易平台申报转让与受让的价格和电量。交易时，首先在交易平台进行集中撮合；若电量未能全部成交，则允许在规定的时间内进行协商交易；协商交易仍未成交的剩余电量可滚动到次月交易。

(1)交易平台集中撮合

按照效率优先、价格优先、时间优先的原则进行优化撮合，平台交易流程见图1。

图1　平台交易执行流程示意图

替代机组和被替代机组都按典型容量分类，典型容量替代机组按能耗由低到高排序，典型容量被替代机组按能耗由高到低排序；典型容量替代机组按报价由低到高排序，报价相同的按机组容量大小排序，报价和容量都相同的按申报时间先后排序；典型容量被替代机组按报价由高到低排序，报价相同的按申报时间先后排序，由此形成被替代机组的综合排序。

综合排序在前的替代机组优先与综合排序在前的被替代机组撮合(如果被替代机组申报的转让价格小于替代机组申报的受让价格，替代机组可依次选择排序靠后的被替代机组，这种情况可能在典型容量机组边界出现)，直至全部成交或被替代机组申报的转让价格都小于替代机组申报的受让价格。成交电量为经替代方厂用电率折算后的上网电量，成交价格为撮合双方报价的均价。

(2)协商交易

平台集中撮合未成交的机组，可在规定时间内，参考平台平均成交价格进行协商成交。

3.5 机制分析

根据发电权交易模式原理，忽略营业税金及附加的影响，小机组利润总额可以用以下公式进行表述：

式中：M是小机组的年度利润总额，p0是标杆电价，t是小机组的单位可变成本，Q1是年供电量，y是年交易电量，满足年发电量+年交易电量=年基础电量(表示为Q0)，T是年固定总成本，x是年交易电价。

如果令M=0，同时各参数取2010年最新数值，可获得小机组盈亏平衡时的交易电量与交易电价的关系。经整理可表示为：

上式分子为机组满发基础电量的盈利额，对于小机组而言，该部分数值为负值。

以上的公式为反比例函数，剔除不合理的负数分支，得到的图像见图2。从图2可以看出，成交电量与成交价格呈现增函数关系，即成交价格增大，成交电量需要相应增大，以保证小机组总的供电不亏损。图中X存在取值区间，即不小于大机组的可变成本且不大于小机组的可变成本，成交电量存在上限值，即基础电量。

图2　小机组成交电量和成交电价关系图

在某一成交价格下，如图2中直线ABC，当交易电量恰好达到A值时，小机组能够得到足够补偿，当交易量小于A时(图2中C点)，小机组供电亏损，当交易量大于A时(图2中B点)，小机组可盈利。

在某一交易模式下，大机组和小机组的发电利益分摊情况见图3。图中区域I是大机组通过交易获得利益，区域II和III是小机组通过交易获得利益。区域III是小机组将交易的电量通过直接供电可获得的利益，区域II是交易模式比直接供电模式多获得的利益。在小机组直接供电模式下，由于存在固定成本，区域III的利润不足以补偿固定成本，因此导致小机组供电亏损，而在交易模式下，由于额外获得了区域II的利润，从而使小机组自平衡有了可能。

图3　交易电量时的利益分摊图

此外，煤价对发电权交易具有重要影响，交易的顺利形成，其前提条件是交易价格要低于大机组发电可变成本，突破了这一边界条件，大机组就不会自发的主动进行发电权交易。

3.6 与江苏模式的差异性

(1)提出以典型容量机组盈亏平衡电量为基础，并按排序表增加剩余电量的基础电量确定方法，以此避免小机组收益超过大机组。

(2)提出应优先撮合环保效益最大的机组进行交易的改进措施，这种改进深化了交易管理部门参与市场的力度，进一步加大了对促成环保效益最大化交易的导向作用。

3.7 优点与不足

市场主导机制的优点主要体现在：市场主导，政府干预少；有实践经验，江苏实践受到发电及电网企业的普遍认同，效果良好；实质上可以不以发电行业整体盈利为前提，只需大机组可变成本小于小机组可变成本就有交易的可能。

同时主要存在两点不足。首先，有基础电量，虽然在制定基础电量时可按不同类型机组拉开差距，但是与节能发电调度按照煤耗排序表调度还存在差异；其次，采用市场规则，交易主体根据各自成本情况进行报价自主交易，交易价格的合理性是交易能否成功的关键，如交易不能成功，即达不到补偿效果，机制就会失效。

3.8 案例

基于江苏省2010年实际数据，得到图4所示利益分摊曲线。

图4　江苏省2010年实际交易电量下的利益分摊图

图4中所示曲线为200 MW以下机组的成交电量和成交电价关系，对应公式为：

通过图4和以上公式可以得出，小机组将全部基础电量440亿kWh用于交易时的成交电价为266元/MWh，该数值高于大机组的可变成本242元/MWh，因此小机组可以通过交易达到盈亏平衡，此时大机组对小机组的补偿为图中区域II。

如果煤价提高，使得大机组可变成本逼近266元/MWh，则发电权交易将无法使小机组盈亏平衡，但是可降低小机组的亏损。

另一方面，成交价格的变化空间是242～266元/MWh，如果取242/MWh则可以通过以上的公式反算出最小的交易电量391 亿kWh。如果交易电量小于该值，则小机组不能达到盈亏平衡。以上的分析结果见表2。

表2　小机组盈亏平衡条件下的极限交易分析

4 电价调整机制的适用条件

以上电价调整机制要发挥效果一般均需满足以下条件：

(1)省内煤价水平与电价水平协调，大机组成本结构和收入合理，能提供补偿资金。保障燃煤供应公平，各容量机组煤价应基本持平。

(2)省网范围供电能力相对充足，并有部分裕量。

(3)电价调整标准的测算公开透明，有公信力，发电权交易双方交易价格合理，通过补偿或交易均能体现双赢。

5 结语

本文根据当前电价定价体系，提出了能适应节能发电调度的两种电价调整机制。政府主导电价调整机制，以贵州的低限标准补偿模式为原型，改进了补偿额测算标准，无需分配基础电量，能直接实现节能发电调度，但是难点是政府实际操作确定补偿标准的难度大。市场主导电价调整机制，以江苏的发电权交易机制为原型，通过基础电量在市场中的交易完成电量二次分配，政府干预少，操作性强，在实现节能减排的同时，还能实现交易双方的双赢。

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Study on the Tariff Adjustment Mechanism for Energy Saving Dispatch

KONG Liang, WANG Jian, LIU Qing, LYU Shi-sen, ZHANG Jian, YANG Xu-zhong
(Electric Power Planning & Engineering Institute, Beijing 100120, China)

Abstract:Although energy saving dispatch has established a long-term energy-saving mechanism for power industry, unfair distribution of benefits is encountered in the pilot implementation based on the current benchmark pricing policy of coal-fired power plants. In order to realize reasonable distribution among electric power enterprises and promote the implementation of energy saving dispatch, a tariff adjustment mechanism which is dominated by government or market is proposed according to the present pricing policy.

Key words:energy saving dispatch; tariff; adjustment mechanism.

作者简介：孔亮(1980- )，男，博士，高级工程师，主要从事能源技术经济方向研究。

* 收稿日期：2013-05-27

中图分类号：F406

文献标志码：C

文章编号：1671-9913(2015)06-0069-06