水电弃水电量跨省消纳的定价方法研究

张 今(浙江大学，杭州 310027)

0 引 言

弃水电量是水电机组不能按额定出力发电而损失的电量。国家可再生能源法规定，电网企业应该全额收购水电上网电量，因此在正常情况下水电弃水较少发生。但是，在电力系统中，由于水电厂来水具有较大的不确定性，当水电站来水突然增加时，如果系统不能吸纳这部分富余电能(比如在丰水季节的负荷低谷时段，在火电机组最小方式运行的情况下)，将导致水电厂发生弃水。特别是对四川、湖南等水电比重较大的省份，当流域来水短时间突然增加时，富余电能有时不能完全在省内消纳，需要在更大范围内通过跨省或跨区交易来消纳这部分水能资源，保证清洁能源得到充分利用。

国内学者对水电弃水问题大多集中在弃水成因分析、弃水电量的计算、水火转换的效益分析、弃水电量应急交易机制和弃水电价等方面。文献[1,5,6]研究了弃水电量的成因和计算方法，分析了减少弃水电量的措施，文献[2]分析了水火转换的效益，文献[3]分析了水电厂弃水电价的定价方法，文献[4,7]研究了弃水电量应急交易的模式和机制，文献[8]提出了减少弃水的发售电双侧电价联动的模型，文献[9]以弃水量最小为目标，建立了水库优化调度模型，文献[10]提出了区域电力市场中水电参与弃水调峰损失电量的补偿方法。

弃水电量的跨省消纳不仅涉及水电厂，还涉及火电企业、购售电省公司等多方利益，关键是一个利益分配和电价设计问题。为了减少水电厂弃水，促进短期富余水电电量跨省跨区交易，有必要认真研究弃水电量跨省消纳的效益和定价方法。

1 弃水电量消纳原则

弃水电量消纳应遵循以下原则：

(1)确保电网的安全稳定运行。

(2)充分利用水能资源，最大限度地减少水电弃水，在电网安全稳定允许的情况下，电网企业应该全额收购水电厂发电量。

(3)当富余水电在省内消纳存在困难时，应该通过跨省、跨区交易，在更大范围解决水电的消纳问题。

(4)受电地区应该在充分利用输电通道能力的前提下优先消纳水电。

(5)遵循市场经济规律，设计相应的利益分配机制，合理确定弃水电价，实现各参与方的共赢。

2 增发弃水电量的效益分析

当电网内的水电站可能出现弃水时，对系统是否吸纳弃水、吸纳多少，应从技术上的可行性和经济上的合理性两方面加以分析；只有当系统有足够的吸纳空间(火电尚未达到技术最小出力等)，同时吸纳这部分弃水在经济上是有利的(即可以增加系统的效益)，这种情况吸纳弃水才有经济意义。

在弃水状态、系统负荷曲线(需求)以及火电开机方式或出力安排已确定的情况下，为吸纳弃水电量，火电必须压负荷或以启停调峰的方式运行。它们的出力变动，使得吸纳弃水电量前后的煤耗和发电量都会发生变化。发电企业的成本可划分为固定成本和变动成本两部分。其中固定成本与发电量(产量)无关，发电量的变动和煤耗的升降只影响企业的变动成本。所以减少弃水所增加的效益，是由于少发火电量节约火电厂的变动成本(主要是燃料成本)引起的。当发电量由Q2减少到Q1时，发电成本的变化是：

ΔC1=(Q2-Q1)V单位变动成本

同时，火电厂加大调峰使得煤耗上升，又会抵消一部分效益，当火电的开机率由h2减小到h1时，煤耗率由M2增加到M1，发电成本的变化是：

ΔC2=Q2(M1-M2)P煤价

ΔC=ΔC1-ΔC2

ΔC就是系统吸纳弃水电量所产生的效益。当ΔC>0时，表明吸纳弃水电量可以降低系统的发电成本，这时可以吸纳弃水电量。

当水电站所在省无法消纳其弃水电量时，可以通过跨省交易来替代其他省的火电机组。这时，由于跨省交易会使电网损耗增加，效益计算时还应该将新增效益ΔC减去电网损耗的增加。

以上是从全社会的角度来分析增发弃水电量的效益，还可以分析增发弃水电量对发电企业和电网企业经济效益的影响。以跨省消纳弃水电量为例，对水电厂而言，增发弃水电量使其扩大了市场，增加了销售电量，而增发弃水电量的成本几乎为零，增发弃水电量可以使水电厂获得可观的经济效益。售电省公司和负责输电的区域公司可以取得输电费，取得一定的经济效益。对购电省公司而言，由于水电增发弃水电量的价格低于省公司的平均购电价，因此从外省购入弃水电量可以使省公司降低购电成本，同样也可提高购电省公司的经济效益。对购电省电力用户而言，省公司的购电成本最终将由用户来承担，由于省公司购电成本下降，也有利于降低用户电价。

3 弃水电量的定价方法

根据电力系统的技术经济规律和经济学基本原理，在一定条件下，系统吸纳弃水电量可增加系统的效益。而且吸纳弃水电量可以充分利用清洁能源，减少火电排放，实现社会效益的最大化。减少水电站弃水的关键是电价，应通过价格杠杆的作用，合理分配利益，充分调动各参与方积极性，达到减少弃水、增发水电的目的。

下面针对跨省、跨区消纳弃水电量，分析弃水电量的定价原则和定价方法。

3.1 定价原则

(1)利益分配机制按照先补偿成本、后分配效益的顺序进行。

(2)鉴于水电厂发电变动成本极少，其增发的弃水电量作“零成本”处理。

(3)如果购电省为吸纳弃水电量而调减了本省火电厂发电计划，可以对火电厂的损失给予适当补偿。

(4)国网公司、区域公司和售电省公司为跨区跨省交易提供输电服务，应对交易电量收取输电费，输电价可参照目前跨区跨省交易输电价执行。

3.2 定价方法

从理论上说，如果购电省为消纳外省而调减了本省火电厂的计划发电量，造成本省火电厂的电量损失，购电省公司应该对本省火电厂进行电量补偿。如果购电省消纳水电量很小，而且主要是临时性电量，不必调减火电厂发电计划，或者省公司采用“先调减、再补足”的方式，没有造成火电厂电量损失的，也可以不对火电厂进行电量补偿。下面我们分两种补偿方式和效益分配方式，考虑3种方案分析弃水电量的定价方法。为了简化起见，暂不考虑跨省、跨区交易可能产生的输电损耗。

3.2.1补偿火电损失(发电权交易)

方案一的主要特点是，补偿本省火电厂因发电量计划减少带来的电量损失和煤耗损失，消纳弃水电量新增效益由水电厂和购电省分配。

(1)计算购电省火电厂的补偿标准。火电厂为系统消纳水电较计划少发电量后，其成本变化主要反映为一是燃料成本和其他变动成本减少(水费、脱硫成本等)，二是煤耗上升导致的变动成本增加。假设火电厂上网电价为P，ΔC1表示火电厂单位电量燃料和其他变动成本减少，ΔC2表示单位电量煤耗成本增加，那么单位电量成本减少为ΔC=ΔC1-ΔC2，火电厂少发单位电量应给予的补偿标准为：

R补=P-ΔC

(2)计算新增效益。由上一节分析，不考虑输电费时，系统单位电量新增效益为ΔC。考虑输电费后，新增效益修正为ΔC-R，其中R为提供输电服务的各级电网公司输电价，包括(国网、区域、售电省公司)输电价。

(3)分配新增效益。将系统新增效益乘以效益分配系数λ，得到水电厂售电价和购电省购电价：

P售=(ΔC-R)λ

P购=(ΔC-R)λ+R

式中：P售为水电厂销售电价；P购为购电省购电价；λ为效益分配系数，可根据具体情况合理确定。

对水电厂而言，其增发弃水电量的成本为零，只要：

ΔC-R>0

即P售>0，水电厂增发单位电量就可以获得效益P售。

对购电省而言，不接受水电的购电价为火电厂上网电价P，接受水电后支付的单位成本为：

R补+P购=P-ΔC+(ΔC-R)λ+R

当R补+P购

(ΔC-R)λ+R<ΔC

(ΔC-R) (1-λ)>0

购电省可以获得正效益，上式右边即为省公司效益。从水电厂和购电省的效益计算公式看出，两者的效益之和恰好是系统新增效益，两者的效益分配可以通过系数λ来调节。

(4)合理确定效益分配系数，计算购、售电价。确定效益分配系数λ，是确定售电价和购电价的关键因素。从理论上看，增发弃水电量产生的效益对购售双方来说都属于增量效益，而水电厂和购电省公司是平等的市场主体，所以效益理应在两者间平均分配，即取λ=0.5。但是，从实际交易的角度来看，如果将效益在水电厂和购电省之间平均分配，计算得到的水电厂售电价可能大大低于政府核批的正常水电上网电价，会影响水电厂增发弃水电量的积极性。为了提高交易的可行性，可以按水电上网电价和输配电价的比例来确定λ，比如假设政府批准的水电厂上网电价为0.4元/kWh，购电省输配电价为0.15元/kWh，两者之和为0.55元/kWh，那么λ=0.4/0.55=0.73，新增效益的73%由水电厂获得。总之，确定效益分配系数时要综合考虑政策因素和实际交易情况，提高交易的可行性，重点是确定合理的水电厂上网电价。从我国电价的实际情况看，效益分配系数的合理区间为0.5～0.8。实际交易过程中，该系数应该由购售电双方经协商确定。

3.2.2方案二：不补偿火电(外送电交易)

方案二的主要特点是，不调减火电厂发电计划，因而不补偿火电厂，消纳弃水电量新增效益由水电厂和购电省分配。

(1)计算新增效益。不考虑补偿火电时，新增效益为P-R。

(2)分配新增效益。将系统新增效益乘以效益分配系数λ，得到水电厂售电价和购电省购电价：

P售=(P-R)λ

P购=(P-R)λ+R

式中：P售为水电厂销售电价；P购为购电省购电价；λ为效益分配系数，可根据具体情况合理确定。

对水电厂而言，其增发单位电量就可以获得效益P售。对购电省而言，不接受水电的购电价为火电厂上网电价P，接受水电后支付的单位成本为P购=(P-R)λ+R，所以购电省的效益为：

(P-R) (1-λ)>0

(3)合理确定效益分配系数，计算购、售电价。与考虑补偿火电厂的情况类似，确定合理的效益分配系数，计算水电厂上网电价和购电省购电价。

3.2.3方案三：仅补偿火电厂的煤耗损失

方案三的主要特点是，不调减火电厂发电计划，因而不补偿火电厂的电量损失，但是为了提高交易的可行性，适当补偿火电厂的煤耗损失，而且按弃水电量的购售价差等比例调整电网企业输电价。

(1)计算购电省火电厂的补偿标准。为了鼓励火电厂参与调峰，对火电厂进行适当鼓励，补偿标准R补包括单位电量的煤耗损失成本和对火电厂的鼓励(0.01～0.02元/kWh)。

(2)确定水电厂售电价。参考水电厂的批复电价，确定水电厂的上网电价：

P售=P

(3)根据电网企业输电价，计算购电省购电价。根据目前电网企业跨区跨省交易中实际执行的输电价，试算购电省的购电价：

P购=P售+R+R补

式中：R为国网、区域和省公司输电价之和，包括购电省收取的输电价。

(4)根据购电省标杆电价，等比例调整输电价。比较P购和购电省的火电标杆电价，当两者存在差异时，等比例调整国网、区域和省公司输电价(包括购电省收取的输电价)，使P购等于购电省火电标杆电价。

3.3 计算实例

3.3.1实例一：四川富余水电送湖北

(1)方案一：补偿火电。湖北接受四川水电，省公司将优先调减煤耗最高的边际机组的出力，假设边际机组是30万kW火电机组。湖北省30万kW火电机组批复电价为0.442元，平均煤耗约340 g/kWh，假设标煤单价为600元/t，那么火电的单位燃料成本为0.204元，其他变动成本(含水费、脱硫等)按0.01元计算，煤耗上升成本为0.012元，那么火电单位成本变化ΔC为0.202元。

首先计算湖北省少发火电厂的补偿标准：

R补=P-ΔC=0.24元

假设四川公司和华中公司输电费0.03、0.024元，计算系统新增效益：

ΔC-R1-R2=0.202-0.03-0.024= 0.148元

最后，计算水电厂售电价，当假设λ=0.8时：

P售=(ΔC-R1-R2)λ=0.118元

P购=(ΔC-R1-R2)λ+R1+R2=0.172元

此时，售电水电厂获得的效益为0.118元，购电省公司获得的效益为0.03元。还可以假设不同的效益分配系数λ来进行比较分析，详见表1。

表1 四川水电送湖北(补偿火电，300 MW火电机组)

效益分配系数的确定可参考四川水电电价的实际情况。四川水电标杆电价为0.288元，丰水期下浮25%，为0.216元。水电厂增发弃水电量，对水电厂而言属于增量效益，其成本可以忽略不计，因此弃水电量的上网电价应该略低于正常上网电价。又参考四川水电厂参与大用户直购的价格(0.183 6元)，取λ=0.8比较合理，此时80%的新增效益由水电厂获得，水电上网电价为0.174元。

(2)方案二：不补偿火电。如果不补偿火电，单位电量新增效益为：

P-R1-R2=0.442-0.03-0.024=0.388元

效益由水电厂和购电省分配，当分配系数λ=0.5时，此时新增效益由水电厂和购电省平分，水电上网电价为0.194元。详见表2。

表2 四川水电送湖北(不补偿火电) 元/kWh

(3)方案三：补偿火电煤耗上升。仅补偿火电煤耗上升成本0.012元，对火电厂鼓励0.02元，那么对火电厂补偿标准为0.032元，四川水电批复电价采用丰水期四川水电上网电价0.216元，那么水电厂售电价为：

P售=P= 0.216元

按现行电网企业输电价(华中0.024、四川0.03、湖北0.03)，调整前购电省购电价为0.332元，低于湖北标杆电价0.425元，以这一标杆电价为目标，等比例调整电网企业输电价，得到四川、华中、湖北公司输电价分别为0.04、0.032、0.04元。此时，湖北公司的输电价就是购电省公司的效益，省公司的实际购电价为0.402元。

3.3.2实例二：四川富余水电送浙江

(1)方案一：补偿火电。浙江接受四川水电，浙江火电批复电价为0.446元，假设浙江标煤单价为600元/t。与跨省交易不同的是，四川水电送到浙江，国网公司和华东公司也要收取输电费，假设国网和华东输电价分别为0.05元和0.025元，计算过程类似计算实例一方案一。可以得到水电送浙江的单位电量新增效益为0.073元。当取效益分配系数λ=0.8时，水电上网电价为0.058元，购电省获得效益为0.015元。详见表4。

(2)方案二：不补偿火电。浙江接受四川水电，不考虑补偿火电时，计算过程与实例一方案二类似，当效益分配系数λ=0.5时，水电上网电价为0.158元，购电省获得效益为0.158元。详见表5。

表3 四川水电送湖北(补偿火电煤耗上升,300 MW火电机组) 元/kWh

表4 四川水电送浙江(补偿火电,300 MW火电机组)

(3)方案三：补偿火电煤耗上升。与实例一方案三类似，对火电厂补偿标准为0.032元，水电厂售电价为0.216元，按现行电网企业输电价，调整前购电省购电价为0.407元，低于浙江标杆电价0.446元，以这一标杆电价为目标，等比例调整电网企业输电价，得到四川、华中、国网、华东、浙江公司输电价分别为0.033、0.026、0.055、0.027、0.033元。此时，浙江公司的输电价就是购电省公司的效益，省公司的实际购电价为0.412元。

表5 四川水电送浙江(不补偿火电) 元/kWh

表6 四川水电送浙江(补偿火电煤耗上升，300 MW火电机组) 元/kWh

3.4 电价综合分析

(1)3个方案比较：方案一对火电厂补偿标准较高，导致水电上网电价较低，实际交易(特别是跨区交易)时水电厂可能难以接受，而且采用这种方案，由于火电成本很难确定，可操作性较差。方案二和方案三都以不影响购电省火电厂发电计划为前提，不对火电厂电量损失进行补偿。方案二侧重于对购电省进行鼓励，购电省购电价较低，采用方案二时水电上网电价也比较合理。方案三侧重于将购售价差在国网、区域和省公司之间等比例分享，各级电网企业利益共享，但采用方案三时，水电上网电价偏低。

(2)当水电跨地区消纳量不大，且主要是临时性电量时，可以不调整购电省火电发电计划，或者对火电厂发电计划进行滚动调整，这时可以不必对火电厂进行电量补偿，即电价方案选用方案二或方案三。如果采用方案三，建议不要从水电批复电价中考虑对火电煤耗补偿，可以让水电执行批复电价(考虑丰枯期差异)，而从购售价差中考虑对火电煤耗补偿，这样一方面可以适当提高水电上网电价，提高水电厂积极性，另一方面也不至于使输电价过高。

4 结 论

(1)消纳水电弃水电量应遵循市场经济规律，设计相应的利益分配机制，合理确定弃水电价，实现各参与方的共赢。

(2)利益分配机制按照先补偿成本、后分配效益的顺序进行。如果购电省为消纳外省而调减了本省火电厂的计划发电量，造成本省火电厂的电量损失，购电省公司应该对本省火电厂进行补偿。如果购电省消纳水电量很小，而且主要是临时性电量，不必调减火电厂发电计划，或者省公司采用“先调减、再补足”的方式，没有造成火电厂电量损失的，也可以不对火电厂进行补偿。

(3)弃水电量跨省消纳的定价方法：首先计算购电省火电厂的成本变化和补偿标准，然后计算增发弃水电量的新增效益，最后确定效益分配系数，在市场主体之间合理分配效益，并确定购售电价。

(4)确定效益分配系数时要综合考虑政策因素和实际交易情况，提高交易的可行性，重点是确定合理的水电厂上网电价。效益分配系数的合理区间为0.5～0.8，实际交易过程中，该系数应该由购售电双方经协商确定。本文提出的水电弃水电量跨省消纳定价方法，有利于发挥价格杠杆的作用，调动各参与方积极性，达到充分利用清洁能源、减少火电排放、降低用户电价的目标，实现社会效益的最大化。

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