摘要小水电地域有丰硕的水电资本，但无序开发、无序发电，就难以阐扬资本势，带动地方经济增加，甚至会由于增加电网压力、增加发电行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的特点和现实情况进手，提出指导发电市场的三种方案，分析利弊。并推荐第三方案：建立简略单纯发电市场，指导计划中电站合理开发；指导现有电站增强经管、有序发电；对无序发电者，经由过程市场结算压低其发电收益，用于对用户的让价销售，从而实现将资本势转换为经济增加。
关头词小水电发电市场竞价上网调整收益差距简略单纯发电市场
小水电有几个特点：①难展望。由于小水电是经流电站为主，下雨即发，无水即停，发电负荷难展望，如我区青田县某月原计划小水电发电县内平衡外，再向年夜网购进250万kwh，而现实成效是向年夜网倒送340万kwh，而在另外一个月，原计划倒送年夜网300万kwh，现实由于雨水不丰而向年夜网购进200多万kwh。②难控制。小水电规模小，散布广，如景宁县平均每座电站装机不到400kw，发电举措措施简陋，并网点年夜多在10kV分支线上，通讯联系亏弱，调剂饬令难和时到达，直接跳变电所开关，将致使沿线用户电压突变，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，没法组织姑且用户，必需有年夜网响应容置备用机组或AGC机组（自动发电控制）作后援，才能知足用户用电需求。④必需消化。水电分歧火电，火电停发可节省燃料，水电停发却造成更年夜浪费。
基于以上特点，小水电在阐扬对年夜网弥补作用的同时，也给电网平安经济运行带来很年夜冲击。是以，若何采用行之有用又切实可行的经济手段，指导小水电投资标的目的，减轻年夜网平安经济运行压力，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，体现商品价的本，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实的熟悉，现行的分季节、分时段电价已起到了一定的调理作用，但由于静态的价格政策，难以涵盖天气变化等动态身分，调整效果欠安，以某两个有代表性电站现实运行数据为例：①投资情况，按设计年发电计较，即多年调理电站的单元电能投资通常是3元/kwh以上，而经流电站的单元电能投资在l.2元/kwh左右，多年调理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，多年调理电站每一年的度电收益是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，指导多开发经流电站，背背规模经济效益原则，也与电网平安经济运行要束相背离。
2 解决问题法子
（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，建设由报价与买卖经管、电能自动收集、结算经管、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，建立天天48点变化的实时现货市场，各发电企经由过程远程报价终端，竟价上网。竞价可指导发电企提高效率，给电网企带来购电成本下降，终可下降用户电价，主要问题是：①技术支持系统必需平安、高靠得住运行，需要相当的硬件投进，而小水电县地处山区，工欠蓬勃，营小，所需硬件将是个相对庞大的投进。②远程监控点要到达系统的实时性、靠得住性要求，对小水电站进无疑也是个庞大的投进。是以，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。
在现行电价政策根蒂根基上，引进机组性能系数概念，多年调理电站机组系数为1，年调理、不完全年调理、季调理、经流电站机组系数逐次下降，上网结算电价为法定电价伺机组系数，即不异投运时期电站，调理能力好者，上网电价高，调理能力差、电能差者，上网电价低，以此调整分歧投进机组之间的收益差异。该方案点是，不来电网投进，简单易行。错误谬误是，一方面必需对个体电站肯定机组系数，政策权限部门审定难度年夜；另外一方面只能对从此的电站建设指导投资标的目的，不能调动现有电站增强经管积极性。
（3）方案三，采用简单技术支持，建立简略单纯发电市场。
建立简单的技术支持，简化报价、竟价环节，延长买卖结算时段，凭据我省今朝建立的发电市场模式，采用单一采办者加差价合约，即
电站收进R＝QcPc＋Pm（Qs－Qc）式中
Qc——月合约电；
Pc——合约电价；
Qs——月实发电；
Pm——非合约电价。
l）肯定合约电。各电站凭据自行展望，按划定时间向县电网企上报次月发电计划（峰谷分时段电），县网凭据本网用电展望及上级电网要求，书面下达次月发电计划（峰谷分时段电），形成合约电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年夜网电价。如某电站计划上网150万kwh，县网企经综合平衡，县内平衡100万kwh，50万kwh倒送年夜电网，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。现实运行中，由于经流电站调理性能差，实发电会超越或少于合约电，这部份差额电只能由年夜网可控机组成AGC机组来调理，是以造成差额电机组必需承当年夜网特殊服务费和远距离输送消耗，凭据这些因数测算形成非合约电价Pm，测算分为两种情况：①实发电跨越合约电时，多发电致使年夜网AGC机组停机让电，年夜网要给付AGC机组损失，Pm＜Pc。②实发电少于合约电时，县网代小水电向年夜网购进电，以弥补用电缺口，Pm＜Pc。
4）技术支持。①电站只需装设远程电收集终端，由于没有报价，竟价环节和按月买卖结算，实时性要求低，收集距离可放宽到半小时甚至更年夜，传输方式可采用经济可行的电话抄表加Moden技术，从而年夜年夜下降收集终端造价。凭据抄写电，形成发电负荷曲线，实时监控电网调剂饬令执行情况，解决小水电难控制的问题。②市场运作中心只需增加电自动抄写总站，结算系统可延用原本的电费计较系统。
5）结算，按月分时段结算电费。为斟酌由于技术支持系统实时性低带来的信息滞后性，现实结算中，也可斟酌当│Qs-Qc│≤5％Qc时，按实发电结算。
此方案硬件投进少，技术支持简单、靠得住，易于实施；政策权限部门只需凭据电网情况审定两个Pm值，便于操作。经由过程市场结算调整分歧性能机组间的收益差距，指导计划中水电站建设资金投资标的目的，促进电力工向集约型转变；极年夜地调动现有水电站积极性，增强展望，减轻电网压力；同时合理下降无序发电站收益，建立市场调理基金，用于对用户的让降销售，从而实现把小水电地域的资本势转变为经济增加。
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