適應節能發電調度的電價調整機制研究

孔 亮 ，王 建，劉 慶，呂世森，張 健，楊旭中

(電力規劃設計總院，北京 100120)

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適應節能發電調度的電價調整機制研究

孔 亮 ，王 建，劉 慶，呂世森，張 健，楊旭中

(電力規劃設計總院，北京 100120)

摘要：節能發電調度從制度上建立起了電力行業節能的長效機制，但是在現有標桿電價體系下的試點實施過程中遇到了利益分配不均的問題。為此本文基于現行電價體系，提出了政府或市場主導的電價調整機制，來實現電力企業間利益的合理分配，從而更好地推進節能發電調度的實施。

關鍵詞：節能發電調度；電價；調整機制。

當前我國的電價模式總體上是由國家核定發電企業上網電價，發電企業根據上網電量收取電費。實施節能發電調度后排序靠后的發電企業上網電量減少，造成其收入減少，而企業需要彌補固定成本，采購煤炭也需要占用流動資金，因此需建立對少發電廠的補償機制，保證其攤銷固定成本和流動資金。考慮到煤價已經市場化的現狀，補償最有效的方式就是調整電價。由于標桿電價機制短期不會改變，因此僅能通過間接的方式來實現電價調整。但是，五個節能發電調度試點省份推出的電價調整機制都還不夠完善，因此，本文旨在立足當前，研究近期能夠更為有效地適應節能發電調度的電價調整機制。

1 電價調整機制整體思路

電價調整立足于現有電價模式，通過對電價間接調整的方式，合理有效地補償少發電廠因參與節能發電調度而減少的收益。遵循合理有限調整、誰受益誰出錢的原則，不增加用戶負擔，重點在參與節能發電調度的水電企業及具有較大單機容量的燃煤發電企業與具有較小單機容量的火電企業之間進行。

調整電價需考慮以下幾個因素：一是立足于現有電價模式；二是要對進入機組組合且對于電網安全性不可或缺的少發電企業補償固定成本，維持企業基本運轉；三是原有利益格局不做大的調整，以保證電網安全可靠地供電；四是電價調整可通過市場和非市場機制運作，但是在此過程中，利潤空間在發電企業間調配，行政管理機構和電網公司要當好“裁判員”，不能當“運動員”。

基于以上思路，本文按照是否存在政府分配基礎電量，提出政府主導和市場主導兩種電價調整機制。

2 政府主導電價調整機制

該機制是以貴州模式為原型進行的改進。取消基礎電量，各發電機組嚴格按照排序表進行電量分配。此時的電價調整需要政府主導，通過補償的方式實現。政府主管部門每年測算上一年各類型統調機組的低限發電利用小時(簡稱低限小時)，若機組實際發電利用小時低于其低限小時，則對該機組少發電的固定成本進行補償。補償資金由所有超過低限小時的發電機組按超發電量分攤，但總的補償金額不高于多發電的收益；如果多發電企業提供的補償資金不夠，那么可以由電網企業、政府部門或者煤電聯動等補充，從而使得所有統調發電企業都不虧損。

2.1 補償對象

對本區域列入節能發電調度年度發電機組組合方案、實際發電利用小時達不到低限小時的發電機組，給予經濟補償。對于因發電機組自身原因減發或不發的，不予補償。

2.2 各容量機組低限小時的計算

低限小時數定義為上一年各容量機組實際平均成本下，發電利用小時數對應的盈虧平衡點，即要滿足：

式中：Cc上一年實際總固定成本，Cp為上一年實際總可變成本，CT為上一年實際營業稅金及附加，EP上一年實際發電總收入。

由于

式中：Pe為單位可變成本；PN為機組額定容量；TS為機組發電利用小時低限標準；η為機組綜合廠用電率；P為機組年均上網電價。把上述兩公式帶入盈虧平衡公式后得到低限小時計算公式：

注：以上價格都為不含稅價。

2.3 補償金額的計算

經濟補償金額根據各機組上一年低限標準與其實際發電利用小時的差值，乘以機組額定容量和平均上網電價，并扣除相應的廠用電和可變成本后確定：

式中：mi為該機組所需的經濟補償金額；TS為機組發電利用小時低限標準；Ta.i為機組實際發電利用小時；TN.i為機組額定容量；pi為機組年均上網電價；ηi為機組綜合廠用電率；Pe.i為單位可變成本。

所有機組的經濟補償金額之和統計為機組經濟補償總額：

2.4 補償金額的來源

2.4.1 發電企業間相互補償

若機組利用小時高于其同容量機組發電利用小時低限標準，則該機組能分攤的最大經濟補償金額為：

式中：oi為該機組能分攤的機組經濟補償金額。

定義調節系數αi，取值為0～1之間，用于給多發電機組留有適當的利潤。從而得到該機組能分攤的經濟補償金額：

機組所能提供的總補償金額為：

2.4.2 其他方式補償

如果o'

2.5 電價調整與結算方式

補償金額確定后，從下次結算電價開始，在政府主管部門監督下由電網公司統一扣除或補償。

需補償機組調整后的結算電價為：

提供補償機組調整后的結算電價為：

式中：p'i為調整后的結算電價；Qi為需要分攤補償的電量。

如果，補償金額較大，各省可根據實際情況，按一定比例在接下來的數月中逐月扣除或補償。

2.6 與貴州模式的差異性

(1)本文機制是在貴州低限補償方式的基礎上，針對低限小時及補償額測算標準進行了改進，從而確保低限小時能起到補償界限的作用，同時使補償額標準更科學合理。

(2)對于補償額的測算，扣除小機組少發電量對應的可變成本。

(3)以上一年實際發生成本進行核算，更加貼近實際。

2.7 優點與不足

政府主導機制的優點主要體現在：沒有計劃電量，完全按照節能發電調度；模式簡單明了；采用后評價的方式測算補償，貼近實際；能實現對小機組欠發部分的有效補償。

同時，存在以下不足：

(1)低限小時測算所需各項成本、收入均采用平均值，因此需要采集樣本量較大。

(2)發電企業提供的成本數據和利潤數據準確性缺乏有效保障，同時分割成本數據存在技術性問題，也影響標準測算的準確性。

(3)平均固定成本受機組投產時間、單位造價、機組總量權重等影響，數據可能具有一定離散型，因此以基于統一的低限小時測算補償時，對于被補償機組的個體而言，存在過度補償或補償不足的可能；對于給予補償機組的個體而言，存在補償額超過承受能力的可能。

(4)補償金額由政府主導，測算補償標準工作量及難度均較大，需要委托專業機構進行具體測算工作，即使如此，由于存在個體機組補償不均衡矛盾，需要補償和被補償的雙方均認可難度較大。

(5)目前還沒有實踐經驗。

(6)結算周期較長，少發電企業在此期間需自行解決流動資金不足的問題。

2.8 案例

以調研得到的貴州2010年發電機組情況為例，忽略營業稅金及附加的影響，測算得到如表1所示的實際利用小時情況下的補償金額及對應電價調整的對比表，按實際煤價，改進后補償資金缺口為58808萬元，比改進前的239627萬元減少180819萬元；改進后的盈虧平衡點標煤價增加至495.07元/t，比改進前的458.11元/t增加36.96元/t；電價調整金額在當前辦法下對應的調整電價幅度較大，改進辦法下需要調整電價的幅度顯著減小。

表1　實際利用小時下的補償金額與電價調整對比(單位：萬元 / 元/MWh)

3 市場主導電價調整機制

前述分析指出政府主導的電價調整機制存在制度性缺陷，其權威性、準確性也很難得到市場主體的認同，其操作性有待檢驗。在此情況下，參考江蘇模式，引入市場化機制，使參與利益再分配的企業通過主動參與市場，形成交易價格，達到補償效果。該模式下，政府按照能耗水平定期給出不同類型機組的基礎電量，各發電機組按照基礎電量的比例分配實際的發電量。電價調整則通過市場機制運作，在給定基礎電量后，利用大小機組可變成本的差額空間進行電量交易，由多發電廠在超發電量中拿出部分利潤，形成與少發電廠間的電量交易電價，實現多發電廠與少發電廠間的雙贏。

3.1 基礎電量

基礎電量是交易的基礎，需要科學合理的確定。政府主管部門首先需通過盈虧平衡測算得到各容量典型機組的盈虧平衡供電量，其次把年供電預測總量扣除盈虧平衡總供電量得到剩余電量，接著把剩余電量按照煤耗排序表自上而下分配給各機組，得到能兼顧節能發電調度和小機組生存的各機組年度基礎電量。

3.2 交易主體

參與替代電量交易的市場主體(即交易主體)分為替代電量出售方(以下簡稱被替代方)，替代電量購入方(以下簡稱替代方)，省電力公司作為替代電量交易的具體實施、安全校核、交易協議的鑒證和執行方。

參與替代電量交易的機組包括：當年省主管部門下達關停補償電量指標的“上大壓小”關停機組作為被替代方；統調200 MW級及以下在役常規燃煤機組在滿足電網安全運行的最小開機方式后，剩余計劃發電量指標作為被替代方。原則上300 MW及以上機組作為替代方，鼓勵300 MW機組由更高容量高效機組替代，未安裝脫硫設施的機組不得作為替代方。

3.3 交易方式

替代電量交易方式可分為：交易平臺集中撮合交易、不同發電企業之間協商交易和同一發電企業內部替代交易三種方式。

(1)交易平臺集中撮合交易由省節能發電調度主管部門、省電監辦(能監辦)和省電力公司統一組織實施，在省電力公司電力交易中心(以下簡稱省電力交易中心)的市場交易平臺上開展，發電企業通過電網交易運營系統進行統一報價、集中撮合。

(2)參與協商交易的發電企業可參考燃料成本和交易平臺集中撮合成交價格，每月協商簽訂月度替代電量交易協議。

(3)同一發電企業大小機組之間可進行內部替代電量交易。內部替代可由發電企業提出申請，報省電力交易中心進行校核。

3.4 交易順序

替代電量交易每月組織一次，交易前雙方各自向交易平臺申報轉讓與受讓的價格和電量。交易時，首先在交易平臺進行集中撮合；若電量未能全部成交，則允許在規定的時間內進行協商交易；協商交易仍未成交的剩余電量可滾動到次月交易。

(1)交易平臺集中撮合

按照效率優先、價格優先、時間優先的原則進行優化撮合，平臺交易流程見圖1。

圖1　平臺交易執行流程示意圖

替代機組和被替代機組都按典型容量分類，典型容量替代機組按能耗由低到高排序，典型容量被替代機組按能耗由高到低排序；典型容量替代機組按報價由低到高排序，報價相同的按機組容量大小排序，報價和容量都相同的按申報時間先后排序；典型容量被替代機組按報價由高到低排序，報價相同的按申報時間先后排序，由此形成被替代機組的綜合排序。

綜合排序在前的替代機組優先與綜合排序在前的被替代機組撮合(如果被替代機組申報的轉讓價格小于替代機組申報的受讓價格，替代機組可依次選擇排序靠后的被替代機組，這種情況可能在典型容量機組邊界出現)，直至全部成交或被替代機組申報的轉讓價格都小于替代機組申報的受讓價格。成交電量為經替代方廠用電率折算后的上網電量，成交價格為撮合雙方報價的均價。

(2)協商交易

平臺集中撮合未成交的機組，可在規定時間內，參考平臺平均成交價格進行協商成交。

3.5 機制分析

根據發電權交易模式原理，忽略營業稅金及附加的影響，小機組利潤總額可以用以下公式進行表述：

式中：M是小機組的年度利潤總額，p0是標桿電價，t是小機組的單位可變成本，Q1是年供電量，y是年交易電量，滿足年發電量+年交易電量=年基礎電量(表示為Q0)，T是年固定總成本，x是年交易電價。

如果令M=0，同時各參數取2010年最新數值，可獲得小機組盈虧平衡時的交易電量與交易電價的關系。經整理可表示為：

上式分子為機組滿發基礎電量的盈利額，對于小機組而言，該部分數值為負值。

以上的公式為反比例函數，剔除不合理的負數分支，得到的圖像見圖2。從圖2可以看出，成交電量與成交價格呈現增函數關系，即成交價格增大，成交電量需要相應增大，以保證小機組總的供電不虧損。圖中X存在取值區間，即不小于大機組的可變成本且不大于小機組的可變成本，成交電量存在上限值，即基礎電量。

圖2　小機組成交電量和成交電價關系圖

在某一成交價格下，如圖2中直線ABC，當交易電量恰好達到A值時，小機組能夠得到足夠補償，當交易量小于A時(圖2中C點)，小機組供電虧損，當交易量大于A時(圖2中B點)，小機組可盈利。

在某一交易模式下，大機組和小機組的發電利益分攤情況見圖3。圖中區域I是大機組通過交易獲得利益，區域II和III是小機組通過交易獲得利益。區域III是小機組將交易的電量通過直接供電可獲得的利益，區域II是交易模式比直接供電模式多獲得的利益。在小機組直接供電模式下，由于存在固定成本，區域III的利潤不足以補償固定成本，因此導致小機組供電虧損，而在交易模式下，由于額外獲得了區域II的利潤，從而使小機組自平衡有了可能。

圖3　交易電量時的利益分攤圖

此外，煤價對發電權交易具有重要影響，交易的順利形成，其前提條件是交易價格要低于大機組發電可變成本，突破了這一邊界條件，大機組就不會自發的主動進行發電權交易。

3.6 與江蘇模式的差異性

(1)提出以典型容量機組盈虧平衡電量為基礎，并按排序表增加剩余電量的基礎電量確定方法，以此避免小機組收益超過大機組。

(2)提出應優先撮合環保效益最大的機組進行交易的改進措施，這種改進深化了交易管理部門參與市場的力度，進一步加大了對促成環保效益最大化交易的導向作用。

3.7 優點與不足

市場主導機制的優點主要體現在：市場主導，政府干預少；有實踐經驗，江蘇實踐受到發電及電網企業的普遍認同，效果良好；實質上可以不以發電行業整體盈利為前提，只需大機組可變成本小于小機組可變成本就有交易的可能。

同時主要存在兩點不足。首先，有基礎電量，雖然在制定基礎電量時可按不同類型機組拉開差距，但是與節能發電調度按照煤耗排序表調度還存在差異；其次，采用市場規則，交易主體根據各自成本情況進行報價自主交易，交易價格的合理性是交易能否成功的關鍵，如交易不能成功，即達不到補償效果，機制就會失效。

3.8 案例

基于江蘇省2010年實際數據，得到圖4所示利益分攤曲線。

圖4　江蘇省2010年實際交易電量下的利益分攤圖

圖4中所示曲線為200 MW以下機組的成交電量和成交電價關系，對應公式為：

通過圖4和以上公式可以得出，小機組將全部基礎電量440億kWh用于交易時的成交電價為266元/MWh，該數值高于大機組的可變成本242元/MWh，因此小機組可以通過交易達到盈虧平衡，此時大機組對小機組的補償為圖中區域II。

如果煤價提高，使得大機組可變成本逼近266元/MWh，則發電權交易將無法使小機組盈虧平衡，但是可降低小機組的虧損。

另一方面，成交價格的變化空間是242～266元/MWh，如果取242/MWh則可以通過以上的公式反算出最小的交易電量391 億kWh。如果交易電量小于該值，則小機組不能達到盈虧平衡。以上的分析結果見表2。

表2　小機組盈虧平衡條件下的極限交易分析

4 電價調整機制的適用條件

以上電價調整機制要發揮效果一般均需滿足以下條件：

(1)省內煤價水平與電價水平協調，大機組成本結構和收入合理，能提供補償資金。保障燃煤供應公平，各容量機組煤價應基本持平。

(2)省網范圍供電能力相對充足，并有部分裕量。

(3)電價調整標準的測算公開透明，有公信力，發電權交易雙方交易價格合理，通過補償或交易均能體現雙贏。

5 結語

本文根據當前電價定價體系，提出了能適應節能發電調度的兩種電價調整機制。政府主導電價調整機制，以貴州的低限標準補償模式為原型，改進了補償額測算標準，無需分配基礎電量，能直接實現節能發電調度，但是難點是政府實際操作確定補償標準的難度大。市場主導電價調整機制，以江蘇的發電權交易機制為原型，通過基礎電量在市場中的交易完成電量二次分配，政府干預少，操作性強，在實現節能減排的同時，還能實現交易雙方的雙贏。

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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.

作者簡介：孔亮(1980- )，男，博士，高級工程師，主要從事能源技術經濟方向研究。

* 收稿日期：2013-05-27

中圖分類號：F406

文獻標志碼：C

文章編號：1671-9913(2015)06-0069-06