摘要小水电地区有丰富的水电资源，但无序开发、无序发电，就难以发挥资源优势，带动地方经济增长，甚至会因为增加电网压力、增加发电行业整体成本而成为一害。本文从分析小水电及小水电县电网企业的特点和实际情况入手，提出引导发电市场的三种方案，分析利弊。并推荐第三方案：建立简易发电市场，引导规划中电站合理开发；引导现有电站加强管理、有序发电；对无序发电者，通过市场结算压低其发电收益，用于对用户的让价销售，从而实现将资源优势转换为经济增长。

　　关键词小水电发电市场竞价上网调整收益差距简易发电市场

　　

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　　小水电有几个特点：①难预测。由于小水电是经流电站为主，下雨即发，无水即停，发电负荷难预测，如我区青田县某月原计划小水电发电量县内平衡外，再向大网购进250万kwh，而实际结果是向大网倒送340万kwh，而在另一个月，原计划倒送大网300万kwh，实际由于雨水不丰而向大网购进200多万kwh。②难控制。小水电规模小，分布广，如景宁县平均每座电站装机不到400kw，发电设施简陋，并网点大多在10kV分支线上，通讯联系薄弱，调度命令难以及时到达，直接跳变电所开关，将导致沿线用户电压突变，以致造成家电损坏事故。③难消化。小水电可发电时间、出力计划性差，无法组织临时用户，必须有大网相应容置备用机组或AGC机组（自动发电控制）作后盾，才能满足用户用电需求。④必须消化。水电不同火电，火电停发可节省燃料，水电停发却造成更大浪费。

　　基于以上特点，小水电在发挥对大网补充作用的同时，也给电网安全经济运行带来很大冲击。因此，如何采用行之有效又切实可行的经济手段，引导小水电投资方向，减轻大网安全经济运行压力，用价格杠杆调整经流电站、可控电站、AGC机组之间的利益分配，体现商品优质优价的本质，是值得探讨的问题。

　　1　现行政策及存在的问题

　　我省对小水电的利与弊已有较充分的认识，现行的分季节、分时段电价已起到了一定的调节作用，但由于静态的价格政策，难以涵盖气候变化等动态因素，调整效果不佳，以某两个有代表性电站实际运行数据为例：①投资情况，按设计年发电量计算，即多年调节电站的单位电能投资一般为3元/kwh以上，而经流电站的单位电能投资在l.2元/kwh左右，多年调节电站与经流电站的投资比为2.5左右。②运行费用，两者都仅占很少比例。③收益情况，见表所示。

　　从表1中可看出，多年调节电站每年的度电收益是0.89P，而经流电站度电收益为0．8P，也即两者度电收益比是l.l。从这个意义上讲，现行电价政策，引导多开发经流电站，违背规模经济效益原则，也与电网安全经济运行要束相背离。

　　2　解决问题办法

　　（l）方案一，建立竞价上网的发电市场。

　　参照省网公司建立发电市场模式，建设由报价与交易管理、电能量自动采集、结算管理、信息发布等子系统和数据通讯网组成的发电市场技术支持系统，建立每天48点变化的实时现货市场，各发电企业通过远程报价终端，竟价上网。竞价可引导发电企业提高效率，给电网企业带来购电成本降低，最终可降低用户电价，主要问题是：①技术支持系统必须安全、高可靠运行，需要相当的硬件投入，而小水电县地处山区，工业欠发达，业务量小，所需硬件将是个相对巨大的投入。②远程监控点要达到系统的实时性、可靠性要求，对小水电站进无疑也是个巨大的投入。因此，这个方案存在着系统效益差和可实施性不强的问题。

　　（2）方案二，引进机组性能系数，调整收益差距。

　　在现行电价政策基础上，引进机组性能系数概念，多年调节电站机组系数为1，年调节、不完全年调节、季调节、经流电站机组系数逐次降低，上网结算电价为法定电价乘机组系数，即相同投运时期电站，调节能力好者，上网电价高，调节能力差、电能质量差者，上网电价低，以此调整不同投入机组之间的收益差别。该方案优点是，不来电网投入，简单易行。缺点是，一方面必须对个体电站确定机组系数，政策权限部门核定难度大；另一方面只能对今后的电站建设引导投资方向，不能调动现有电站加强管理积极性。

　　（3）方案三，采用简单技术支持，建立简易发电市场。

　　建立简单的技术支持，简化报价、竟价环节，延长交易结算时段，根据我省目前建立的发电市场模式，采用单一购买者加差价合约，即

　　电站收入R＝QcPc＋Pm（Qs－Qc）式中

　　Qc——月合约电量；

　　Pc——合约电价；

　　Qs——月实发电量；

　　Pm——非合约电价。

　　l）确定合约电量。各电站根据自行预测，按规定时间向县电网企业上报次月发电量计划（峰谷分时段电量），县网根据本网用电预测及上级电网要求，书面下达次月发电计划（峰谷分时段电量），形成合约电量Qc。

　　2)合约电价Pc。物价部门核批的上网电价即为合约电价，又可分为上县网电价和上大网电价。如某电站计划上网150万kwh，县网企业经综合平衡，县内平衡100万kwh，50万kwh倒送大电网，即Qc1为100万kwh，Pc1为上县网电价，Qc2为50万kwh，Pc2为上地网电价。

　　3）非合约电价Pm。实际运行中，由于经流电站调节性能差，实发电量会超出或少于合约电量，这部份差额电量只能由大网可控机组成AGC机组来调节，因此造成差额电量机组必须承担大网特殊服务费和远距离输送损耗，根据这些因数测算形成非合约电价Pm，测算分为两种情况：①实发电量超过合约电量时，多发电量导致大网AGC机组停机让电，大网要给付AGC机组损失，Pm＜Pc。②实发电量少于合约电量时，县网代小水电向大网购进电量，以弥补用电缺口，Pm＜Pc。

　　4）技术支持。①电站只需装设远程电量采集终端，由于没有报价，竟价环节和按月交易结算，实时性要求低，采集间隔可放宽到半小时甚至更大，传输方式可采用经济可行的电话抄表加Moden技术，从而大大降低采集终端造价。根据抄录电量，形成发电负荷曲线，实时监控电网调度命令执行情况，解决小水电难控制的问题。②市场运作中心只需增加电量自动抄录总站，结算系统可延用原有的电费计算系统。

　　5）结算，按月分时段结算电费。为考虑由于技术支持系统实时性低带来的信息滞后性，实际结算中，也可考虑当│Qs-Qc│≤5％Qc时，按实发电量结算。

　　此方案硬件投入少，技术支持简单、可靠，易于实施；政策权限部门只需根据电网情况核定两个Pm值，便于操作。通过市场结算调整不同性能机组间的收益差距，引导规划中水电站建设资金投资方向，促进电力工业向集约型转变；极大地调动现有水电站积极性，加强预测，减轻电网压力；同时合理降低无序发电站收益，建立市场调节基金，用于对用户的让降销售，从而实现把小水电地区的资源优势转变为经济增长。