其中：盈利=电厂总投资×投资回收系数=电厂总投资×(A/P,r,n)

可用容量=发电容量+备用容量

式中r———社会折现率;

n———投资回收年限。

资本费用包括发电厂的固定资产折旧、无形资产及递延资产的摊销费用、财务费用等;固定运行维护成本包括人工费、修理费、管理费及其他费用等;固定税金包括随容量电费征收的增值税及城建附加税和教育费附加等。变动成本包括燃料费、水费、其他变动运行维护成本等;变动税金包括随电量电费征收的增值税，城乡建设税及教育费附加等。

两部制电量电价可采用分量电价结构。分时上网电价主要有峰谷上网电价的丰枯上网电价：

(1) 峰谷上网电价是根据日负荷曲线的峰荷时段、低谷时段、平荷时段系统发电可变成本的不同，由此确定有一定价差的峰荷电价、低谷电价和平荷电价的上网电价结构;

(2) 水电机组启闭灵活，具有调节性能的水电站在系统日平衡时进行调峰运行， 可使其他类型机组运行平稳，降低其他类型机组启停费用和系统运行成本。制定合理的峰、谷电量电价差价，使调峰水电的动态效益得到回报，调动水电调峰积极性，有利于电力资源优化配置;

(3) 丰枯电量电价是考虑系统内水电站来水的季节性，在丰水期将上网电价适当降低，在枯水期将上网电价抬高，形成具有一定季节电量差价的上网电价结构;

(4) 水电在丰水期出力大，发电量多，替代系统火电机组多发电，节约了系统的燃料成本。适当降低系统丰水电价，相应降低销售电价，可鼓励季节性用户多用电，增大水电上网发电量，开拓水电市场;水电在枯水期来水量少，有调节性能的水电站多处于调峰运行，动态效益大，适当提高系统枯水期电量电价， 增加水电的动态效益有助于缓解系统峰荷电量紧张的压力。

峰谷和丰枯电价的制定采用的方法如下：

● 上下浮动比例法制定峰谷电价：

高峰电价=平段电价×(1+高峰电价上浮比例)低

谷电价=平段电价×(1-低谷电谷下浮比例)

● 成本分摊法制定丰枯电价：丰水期电价=高峰期单位电量应分摊的固定成本+单位电量应分摊的变动成本。

枯水期电价=低谷期单位电量应分摊的固定成本+单位电量应分摊的变动成本。

● 边际成本法用户高峰时段用电需付高峰容量边际成本和高峰电能边际成本，低谷时段用户只付低谷电能边际成本。

2003 年， 国家发改委决定推行峰谷分时电价和丰枯季节电价，2004 年7 月1 日湖南省电网执行峰谷分时电价和丰枯季节电价， 每天分为四个时段：7：00～8：00、11：00～15：00、22：00～23：00 为平段(共6 小时，采用规定电价);尖峰从19：00～22：00 计3 小时在规定电价基础上上浮22%;高峰8：00～11：00、15：00～19：00 共计7 小时，在规定电价基础上上浮22%; 低谷23：00～次日7：00 度8 小时，在规定电价基础上下浮40%。发电企业的上网电量以及省电网与地方电网之间购、售电量，全部实行峰谷分时电价。全年按发电来水和用水需求情况分为平水期(3，7，8，9 月)、丰水期(4，5，6，10 月)、枯水期(11 月至次年2 月)，平水期按规定电价推行，丰水期每度电降3 分钱，枯水期每度电提高0.04 元。

2004 年5 月1 日开始，云南省执行丰枯、峰谷电价。丰枯季节， 峰谷时段划分为：6～10 月份为丰水期，丰水期电价=基准电价×90%;平水期5 月和11 月份，平水期电价为基准电价;枯水期1～4 月和12 月份，枯水期电价=基准电价×115%。

云南省丰、平谷段及丰、平、枯期电价情况详见附表。

谷分时电价收入减少。根据上述办法对2002 年发电量进行实际分段上网电量计算， 实施峰谷分时电价减少收入2.26 亿元，丰枯季节减少收入1.35 亿元，合计减少收入3.61 亿元，以益阳电厂为例，2003 年全年上网电量30.1亿kW·h，其中高尖峰时段电量占47%，平段占21%，低谷占32%， 丰水期电量约8 亿kW·h， 枯水期电量约10 亿kW·h，如执行湖南峰谷电价，全年将减少电费收入1996万元，执行丰枯电价减少收入约200 万元。

而真正执行峰谷电价政策后， 对火电及调节性能差的水电、高尖峰时段电量比例将进一步下降，那么对一般发电企业而言，减少的收入将会更大，分时电价政策为发电企业提供了提高单位电量效益的机遇， 由于电价差的进一步拉大，各个时段和季节上网电价差异很大，致使各个时段和季节单位电量效益有很大的差异，给发电企业提高单位电量效益带来了机遇和竞争。发电企业要尽量增加高尖峰时段以及枯水、平水期的上网电量，厂用电尽量安排在低谷时段，做好预防性检修，尽可能做到低谷消缺。

3.3 “三部制”上网电价结构设想

3.3.1 两部制上网电价的不足

一部制电价是一种单纯以电量为指标的电价制度，二部制电价克服了一部制电价不考虑容量成本的不足，为水电站容量价值的补偿提高了一定的保障， 是保障生存的最基本的电价制度。但两部制电价没有实现对水电站辅助服务功能(包括调频、调相、旋转备用等)的完全补偿。因此两部制电价未能全面反映有调节性能水电站的特点，在电价结构方面还存在着不足。

3.3.2 “三部制”电价结构设想

对于有调节性能的水电站， 特别是季调节性能以上的电站，为了解决其价值的合理补偿问题，在两部制结构的基础上，加上辅助服务电价项，构成“三部制”的电价结构。即：

上网电价=容量电价+电量电价+辅助服务电价

电站效益=容量×容量电价+电量×电量电价+辅助服务量×辅助服务电价

对于辅助服务可采取合同协议收费的方式进行，收费标准为直接成本加上电网补贴。

4 结语

目前水电站的上网电价制定还在进一步完善之中，分时电价正在部分省市执行， 水电站上网电价正朝着有利于资源优化配置的方向发展。但水电站的经济性和优越性还没有真正体现出来，丰枯、丰谷电价差价太小，两部制电价仅在抽水蓄能电站中执行， 水电站的容量效益和调频、调相等动态辅助效益难以体现。

在电力市场运行模式下， 水电站要获得最佳的经济效益，在上网电价中应能充分反映水电的开发运行特点，促进电力结构和资源优化配置，为实现上述目标，水电上网电价应实行三部制电价结构， 即在两部制上网电价结构中按机组动态效益的大小，增加辅助电价项，并按一定的方式计入上网电价中。