宏观经济研究院--以辅助服务为主的水电价格政策研究

作者：国家发展改革委经济研究所湖北省物价局 湖北清江水电开发公司联合课题组
摘要： 　　发电侧对系统提供的产品实际上有三种：电能量、容量和辅助服务。而由调节性好的水电站承担辅助服务功能，其“性价比”不仅优于火电，也优于燃气和抽水蓄能电站，从系统的角度看，成本最低：为促进合理电源结构的形成，对以提供辅助服务为主的水电，不能只按其提供的电量进行评价，上网电价体系应能反映调峰、调频等各种辅助功能的价值。此类机组如参与市场竞争，应相应建立辅助服务市场，辅助服务价格由双边合约或招标决定；如暂不参与竞争或整个发电侧价格仍由政府管制，可对此类机组价格暂行“两部制”。各“部”产品价格的确定，可以各地区的实际出发，分别采取自身成本分割法和机会成本相加法。在无径流式水电作参照的地区，可按自身的成本支出性质分别核定容量电价和电量电价；在有径流式水电作参照的地区。电量电价可参照现行径流式水电价格确定，容量电价可按径流式水电改建成调节性好的水电所需成本确定。
正文：
在厂、网全面分开的条件下，正确认识主力调峰、调频水电厂在系统中的价值，并使之具有合理的表现形式，对于发电侧资源的优化配置，确保电力系统的安全、可靠，具有重要的意义。
一、电力系统的多变运行与发电侧产品种类的划分
电力产品的基本特点是不能大量储存，生产与消费几乎同时完成。因此，电力生产与消费同处于一个系统之中，任何一个用电设备或发电机组运行的变化，都会影响系统的平衡，如用电负荷的增减、电网的意外事故、发电机组的故障等，而这些变化时时刻刻都在发生。所以，不断地应变以保障系统的实时平衡，是发电侧供给方式最显著的特征。
(一)用电需求变化的表现
用电负荷分分秒秒都在变化。从幅度、持续时闻、随机性的角度，可分为季(月)负荷、日负荷与瞬时负荷三种。
1.季(月)负荷变化。电力负荷存在季(月)间的变化，通常与采暖、制冷和工商业市场的季节性变化有关，因而幅度大，持续时间长，可预测性强。以华中电网为例，2002年月最大负荷出现在7月份，最小负荷出现在5月份，如果以7月份的负荷为100.则5月份的负荷就只有73.7。季(月)负荷变化表现为夏冬大、春秋小，呈“W”形，主要影响因素是降温、取暖负荷。1995年华中电网降温取暖负荷约占年最大负荷的10%，到2002年这一比例超过25%，最大负荷近几年还有扩大的趋势，预计这样的变化将长期保持下去。降温、取暖负荷是气象敏感性负荷，近几年，华中电网因气温变化几天内日最大负荷相差数百万千瓦的现象时常发生(参见图1)。

2.日负荷变化。指电力系统内的负荷在昼夜24小时内的变化。这种变化主要是由生产、生活作自制度引起，与季（月）负何变化相比，幅度较大，持续时间较短，但仍有一定的可预测性。一般情况下，夜间1-3小时前后，负荷最小；在早间8-9时附近负荷上升，形成一个高峰；中午12时以后，因部分用户午休，负荷略有下降，之后负荷又上升，到晚上19-20时左右增加大量照明负荷，系统日负荷达到最高峰；以后负荷又逐步低。一般来说，日负荷图里有两个高峰，晚上的高峰一般比上午的高；日负荷图里的低谷也有两个，夜间的谷也比午后的谷低得多。日负荷变幅很大，而且呈逐年增加的趋势。如华中电网2002年最大用电峰谷差1090万千瓦，占最大负荷的30%左右(2002年全网最大日用电负荷3079万千瓦)。2005年全网最大用电峰谷差达到了1862万千瓦，平均用电负荷的峰谷差1308万千瓦，4年间增长了7l%(参见图2)。
3.瞬时负荷变化。具体体现在系统频率的变化和波动。主要由用户的分散性和各种偶然因素所决定。虽然幅度较小，但随机性强，难以预测。
(二)电网调度控制变化的手段
电力负荷可分为有功负荷和无功负荷。有功负荷主要是供给能量转换——电能转变为机械能、热能、化学能等过程中的有效损耗；无功负荷主要是供给电气设备、仪表、仪器及供电设施电感负载交变磁场的能量损耗。如果发电侧与用电侧的有功负荷不平衡，就会造成系统频率的变化，发电侧的有功出力超过用电侧的有功负荷，频率就会上升，反之频率就会下降，如果有功负荷变化不平衡超过一定限度，电网频率就会不合格，轻则影响用电设备的工作质量，重则引起系统频率的崩溃，导致大面积停电。如果发电侧与用电侧的无功负荷不平衡，则会造成系统电压的变化。当这种变化超过合理范围时，轻则损害用电设备，重则引起系统电压崩溃，导致大面积停电。此外，电网故障、发电设备故障、大的冲击负荷等，会危及电网同步运行的稳定性。如果电力系统运行不同步，就会引起电压、电流、功率的振荡，也可导致大面积停电。因此，电网调度机构必须随时监测和调控发电负荷与用电负荷的关系。电网调度机构可采取如下技术性、指令性和强制性措施保证电网的稳定运行。
1.保护装置。电网的输电线路和发电机组都配置有多种保护装置，当发生线路故障(接地、短路等)、机组故障(接地、短路等)以及出现大的负荷过载变化，保护装置会切除故障线路和故障机组以及发生过载的供电网络.将系统的变化控制在局部范围内，尽量减少损失。
2.调度命令。电网调度机构通过对用电负荷的预测制定年计划、月计划和日计划，通过计划供用电实现需供电负荷的基本平衡，实时用电则通过调度命令和投AGC发电机组的自动调节来适应用电负荷的变化，实现供用电的平衡。
3.拉闸限电。如果前两种方式仍不能保障电网的平衡，调度机构就必须采用拉闸限电的手段。如在90年代中期前和2003年后的几年，全国绝大部分地区的电网调度机构年平均拉闸达数百万条次之多，对国民经济和人民生活的影响巨大，经济损失严重。
(三)发电侧的应“变”方式
为了配合电网调度以适应用电负荷的变化.发电侧整体上起码要采取具备五种应变能力：
1.启停。电网日负荷变化巨大，以华中电网为例，最大日负荷变化接近两千万千瓦，达到最大负荷的三分之一，这就需要有部分机组的投退变化来适应用电负荷的变化：在电网负荷高峰时，这部分机组投入运行，满足电网高峰负荷的需求，在电网负荷低谷时，这部分机组就要退出运行。
2.负荷增减。电网日负荷的变化是一个连续变化的过程，单靠机组的启停，并不能完全满足日负荷的这种连续的变化。因此，要求部分机组能够在不停机的条件下增减负荷，以保证用电负荷和发电负荷始终处于平衡状态。
3.相应的响应速度。电网日负荷的变化不仅是连续的，也是不平缓的，跳跃式的变化是经常发生的，因此.发电侧整体的出力不仅要连续可变.而且还必须具备快速响应的能力，这种“应变”才能适时、适度。但由于技术的或经济方面的原因，各类机组的响应速度是不一样的，只有部分类型的发电机组具备这种快速响应的能力。
4.调压。电压是电能质量的重要指标之一。电压不正常，用户无法正常工作，电网也不能保持安全运行。用户在用电过程中，除了纯电阻负荷外，一般都是带感性或容性负荷。电力系统不仅要保持有功负荷的平衡，也要保持无功负荷的平衡，如果无功负荷不平衡，会造成系统电压的不稳定，滞后或超前一定的相角。电网为了维持电压的稳定，在电网电压偏低时需要发电机组发无功，在电网电压偏高时，需要发电机组吸收无功(进相运行)。
5.应急。电网年度最大负荷持续时间总是很短的，但为了保证电网的安全运行和电能质量，总要求装机容量大于最大负荷，从而必然有部分机组大部分时间处于备用状态。此外，在运行机组的意外事故总是难以避免的，这也需要有备用机组顶上去，以满足电网应急的变化。因此在电网中总需要一定容量的机组处于备用状态(旋转备用或停机备用)，以应付电网的异常事件(如大型机组的事故跳闸和气象性负荷的急剧变化)，保证电网的安全和可靠。
(四)发电产品的种类及相应的机组类型
既然电网对发电侧的需求是多方面的，而发电机组为适应电网的不同需求也相应发展出多种不同的功能，因此，如果从电网(准确地说是系统)需求的角度看，发电侧的产品并不单一，而是可作种类划分的。
1.发电侧的产品大体上有三种。由于发电侧不仅要提供电能，还要提供调峰、调频、调压、事故备用等辅助服务，才能满足电力系统变化的要求，确保电力系统的安全、稳定运行，因而，电厂供给电网的产品，大体上可分为三种，即：电能量、容量和辅助服务。
2.进而发电机组可大体分为三类。有的机组以提供电能量为主，有的机组以提供容量和辅助服务为主，有的机组功能则是电能量和容量并重：在实际的系统运行中，现有的发电机组可大体上分为三类：
(1)运行基本不变的机组。这类机组主要是核电及部分调节能力差的径流式水电站。核电机组的能量转换源于反应堆的裂变链式反应，设计的核反应是均匀的反应，改变该反应状态的控制程序复杂，从核电站的安全运行出发，不宜改变其正常的裂变链式反应程序，因而也就不宜频繁改变其输出功率。此外，核电站反应堆产生的蒸气是高温高压的过饱和汽，为提高能量的交换效率和防止反应堆中物质的外泄，电站热交换系统中的各类管道多且复杂，如果频繁变换输出功率，将给各类管道带来复杂的应力变化，同样不利于电站的安全运行。径流式水电以水定电，在丰水期通常也难以应变运行。因此，这些机组在系统中带基荷，机组日负荷曲线是一条平滑的曲线，为系统提供的产品，以电能量为主、容量为辅。
(2)运行少变的机组。这类机组主要是火电和水库调节性能差的水电(季调节以下)。燃煤机组主要是利用燃煤产生蒸气，蒸气推动发电机组，同样有着复杂的热气系统。从冷备用到投入运行，一般需要十几个小时，由热备用到投入运行，也要两个小时。与水电机组相比，改变输出功率的时间长，启停时间长，不能适应负荷短期的快速变化，一般在电网带基荷和腰荷运行，部分承担调峰，机组日负荷曲线平滑，负荷变化间隔长，幅值小，为系统提供的产品，是电能量和容量并重。
(3)多变运行的机组。这类机组通常在系统中带峰荷运行，同时参与系统调峰，为系统调频、调压并做事故备用，日负荷曲线的特点是变幅大，次数多、间隔短。这类电厂为系统提供的是三种产品：电量、容量和辅助服务。以容量和辅助服务为主。在系统中多变运行的，主要是抽水蓄能机组、燃气机组、调节性能好的水电机组。
3.调节性能好的水电“多变”能力最强。抽水蓄能电站可将富余的低谷电能转换为稀缺的高峰电能，并为电网调峰和提供调压、事故备用等辅助服务。燃气电站因天然气的可控性大大优于煤炭，如燃料的储存条件具备，也可“多变”运行。但“多变”能力最强的，还是调节性能好的水电，其效果优于抽水蓄能和燃气电站。特别是具有年和多年调节性能的水电站，能承担最大幅度的“变化”，在电网需要的时候，负荷跟得上，在电网不需要的时候，水也蓄得住。在一年中除了洪汛期的几天外(一般不超过10天)，其余时间，可以全天不发电，也不会弃水：也可以全天24小时从“O”负荷到满负荷变化运行。而抽水蓄能电厂尽管可承担“多变”的功能，但它在一天24小时中，最多只能承担6-8小时的“多变”功能，还要抽9-10小时的水，水放完了，就不能发电，当然也就无法参与系统的应“变”运行了。
二、发电侧“多变”运行的成本选择
(一)发电侧应“变”需要成本支撑
支撑发电侧应变运行的成本产生于两个方面：
1.变化过程的成本。所有的发电设备都有一个最优运行工况，偏离最优工况将导致机组效率降低，从而增加原材料的消耗。如火电站增加单位电能的煤耗，水电站增加单位电能的水耗。发电机组运行多少的变化必然使发电机组偏离其最优运行工况，从而增加变化过程的成本。
2.等待变化的成本。为了适应用电负荷增减的变化，发电容量的一定余度是必要的，这就要有相应的成本支出。而发电设备由备用转化为运行时，还需要支出变动成本，例如，300MW火电机组启停一次，成本支出可达30-50万元。
(二)系统成本最低的安排是投运调节性能好的水电
为系统负荷平衡而采取的任何应变手段或措施，都需要成本支撑。所谓发电侧多变运行的成本选择，就是：由哪些机组承担此项任务，系统成本最低。
1.燃煤机组多变运行费用高昂。首先是启停成本支出巨大。以华中电网火电机组为例；冷态启动的费用，20万千瓦机组约为35万元；30万千瓦机组约为45万元；热态启动的费用，20万千瓦机约为15万元，30万千瓦机组约为20万元。
火电机组不仅启停成本费用高，调峰损失也比较大。国产200~300MW主力机组的负荷调幅一般为5-35%，低负荷运行会使炉膛温度低，燃烧不稳，容易灭火，煤耗高。通过压减负荷调峰时，需借助燃油才能维持锅炉稳定工况，损耗更大。根据国家电网公司动经中心对华中电网煤电调峰研究的成果：机组负荷为额定出力50%时，供电煤耗增加9.4%。湖北电网内的300MW主力火电机组，在满负荷下运行，其供电煤耗为376克/千瓦时；在80%负荷下运行，煤耗上升为386克/千瓦时；若机组负荷降至60%以下运行，则煤耗升高为406克/千瓦时。此外，火电机组在较低负荷下运行，不但机炉运行参数偏离最优工况，而且各类辅助设备的运转也都偏离最优工况，效率降低，厂用电率增加。火电参与调峰，还会导致金属疲劳加快、各类磨损增加，机组使用寿命降低，故障率增大。
目前，燃煤机组标杆价测算通常以5500小时为依据，全国平均水平在0.35元/每千瓦时以上。如果多变运行，且不说功能有限和机组使用寿命降低、故障增加的损失，即使负荷率降低一半，系统购人成本就要升至0.70元/千瓦时以上。
2.抽水蓄能和燃气电厂“多变”成本不菲。为解决调峰困难，近来兴起了建设抽水蓄能电站的热潮。但在我国，已建成的抽水蓄能电站和燃气电站，按电量计算的系统使用成本，通常也都在0.70元/千瓦左右。
3.系统成本最低的是调节性能好的水电。如以电量计算.国内具有年和多年调节性能水电站的正常经济成本，一般在0.40-0.50元/千瓦时，比抽水蓄能和燃气电厂低30-40%，系统减少支出每千瓦时0.20-0.30元。
有鉴于此，把调节性能好的电站仅称为“优质电源”，显然就不够全面了。电站调节性能的差别属于功能的差别，其结果是产品种类的差别，而不仅仅是电能质量的差别。因此，在发电价格结构上，即使所谓的“优质优价”，也无法反映调节性能好的水电的价值。
三、调峰调频水电价格面临的矛盾和出路
(一)现行电价体系难以表现调峰调频水电对系统的贡献
1.单一电量制表现能力单一。如前所述，发电侧供给的产品实际上有三种，电能量、容量和辅助服务。而现行的上网电价体系，总体上看仍比较单一，基本上以单一电量价格为主体。单一电量价格就表现能力而言，如果无分时价格结构，适于反映带基荷发电机组的价值，如果分时定价，可同时反映容量和电能量的价值。但还是不能反映辅助服务的价值。而系统所以需要调节性能好的电站，主要不是为它们的电量供给能力，而是因为它们的辅助服务功能，以便使整个系统具备足够的应变能力。
在实践上，按电量平均成本确定的标杆价，也确实不利于调解性能好的水电发展。调节性能好的水电站需建高坝大库，才能获得足够的调节库容。但江河的来水量是一定的，因此调节性能好的水电站往往利用小时很低。以清江的隔河岩电站为例：如装设60万千瓦，利用小时可以达到4500小时以上，与现实际装设的120万千瓦电量相当。加之电网的主调频调峰厂不能离负荷中心太远(否则，由于潮流分布的影响，不能灵活地反应电力负荷的变化)，而负荷中心附近的水电站势必淹没损失大，补偿费用高，单位电量成本肯定大大高于水电的平均成本。
2.峰谷分时电价也不能完全解决调峰调频水电的合理评价问题。如果全系统实行统一的分时电价体系，调节性能好的水电电量收入会相应提高。但机组在尖峰负荷运行主要是满足系统的容量需求，而节性能好的水电主要作用并非仅在峰段发电，而是在各时段提供调频、调压、备用等辅助服务。因此，峰谷分时电价并不能体现该类电站对系统的全部贡献，当然也不能反映该类电站的全部成本支出。
(二)对调节性好的水电价格的制度安排
既然如此，要促进电源结构的合理化，对以提供辅助服务为主的水电.就不能只按其提供的电量进行评价，上网电价体系应能反映调峰、调频等各种辅助的价值。
1.进入竞争性电力市场中的价格安排——双边合约或竞标。我国已明确了市场化的电力体制改革方向，东北、华东的区域电力市场试点已经开始，华中、南方等其他几个区域电网的市场也在积极筹划之中。但到目前为止，无论是中央政府的统一部署，还是地区的具体实施方案，电力市场的设计都未对辅助服务做出适当的安排。而如果不对辅助服务做出适当的安排，以辅助服务为主的调节性能好的水电(也包括抽水蓄能)将无法生存。因此，如果调节性能好的水电参与市场竞争，无论市场模式如何，都必须相应建立辅助服务市场。辅助服务的市场价格，可以由系统运营者与发电公司间以长期合约的方式确定，也可采取招标的方式，由各发电公司集中竞价决定。
2.进入竞争性电力市场前的价格安排——“两部制”。所谓“进入竞争性电力市场前”，有两种情况：一种是电力市场已经启动，但初期由于经验或其他相关条件不具备，暂不安排辅助服务交易，因而调节性能好的水电暂不参与市场竞争；另一种是电力市场启动前，由于厂、网分开，政府必须为发电侧所有的产品确定销售价格。鉴于目前我国电力市场建设进展缓慢的实际，后一种情况可能会普遍存在，并且持续的时间也不会很短。
无论处于第一种情况还是第二种情况，对以调峰和提供辅助服务为主的水电，其价格都可实行“两部制”的结构，以合理体现其产品结构的特点，并实现向竞争性电力市场的平稳过渡。至于如何分别确定各“部”的产品价格，我们建议，可从各地区的实际出发，分别从自身成本分割和机会成本相加两个方面加以考虑。
所谓自身成本分割，就是目前在“天荒坪”等处实行的方式。因容量价格是以自身固定费用为基础确定的，所以我们可称之为自身成本分割法。在无径流式水电作参照的地区，可采用此法。
所谓机会成本相加，就是电量电价参照现行径流式水电价格确定，容量电价按径流式水电改建成调节性好的水电所需成本确定。因为径流式水电以获得电量为主，从定性的角度看，它的价格相当于两部制中的电量价格。而径流式水电站改建成具年调节以上能力的电站所增加的成本，主要用于获得调峰和提供各种辅助服务的功能.与原来的容量成本意义也比较接近。因此，对这种机会成本相加的方法，称之为两部制也无不可。这种方法比较适于径流式水电比重大的地区，而且也比较容易与已实行的标杆价制度兼容。当然，水电标杆价的内涵需要做些调整，即：所谓水电的标杆价，指的是所有水电的基础价，它以径流式水电的正常成本为基础。如果定价的对象是径流式水电，此价格标准可直接应用：如果定价的对象是调节性能好的水电，则此价格标准可作为“两部制”中的一部分——电量价格的执行标准。
（课题组主持人：刘树杰
课题组成员：韩德润 廖学谦 肖正明 陈唯佳 陈忠厚 凌世河）
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