基于社会效益和环境效益的水电绿色定价方法研究

杨 冰，胡延龙，黄炜斌

(1. 四川大学水利水电学院，成都 610065；2. 四川水利职业技术学院，成都 611231；3. 中国电建集团成都勘测设计研究院，成都 610072)

0 引 言

水电是中国最主要的，也是开发技术最为成熟的清洁能源。“十二五”期间，我国水电实现了跨越式发展。截至2015年底，全国水电装机容量已达到3.2亿kW，较2010年增加近1亿kW，“十二五”期间年均增速达到8.4%[1]，在水电开发中，水电价格是影响水电企业生存发展的重要因素。在目前的政府定价机制下，水电上网电价水平普遍较低，随着未来水电开发逐步向上游转移，电价水平过低将会严重影响水电开发的积极性。此外，水电作为清洁能源，其减排效益、调峰调频等辅助服务却未能在当前的价格中得到体现。在当前电力体制改革的大背景下，完善以水电为主的可再生能源定价机制，建立平等的市场竞争环境，对我国电力市场的发展具有重要意义。

如何将水电社会效益和环境效益体现在电价水平中，不少学者都做过相关研究。李金颖等人最先提出在制定上网电价时应当考虑环境成本[2]。曹海霞等人建议按固定电价加溢电价为主的方式制定可再生能源的电力价格[3]。张秋菊等人将水电站产生的灌溉、供水、减排等社会环境效益转换为环境影子成本计入水电站生产成本中[4]。刘悦等人采用ACM0002方法学对基于碳交易的CO2减排电价进行了建模计算，并以此为基础研究了藏电外送的定价机制[5]。曹未等人则将水电的清洁能源价值分解为CO2、SO2、NOx和烟尘的减排效益[6]。以上文献对水电社会和环境效益的研究缺少一个系统、全面的量化模型。因此，本文在分析当前我国水电定价机制和方法的基础上，提出一种将水电正外部效益内部化的绿色定价方法，为新一轮电力体制改革下的水电定价机制提供参考。

1 当前我国水电上网电价定价机制和方法

随着电力工业的发展，我国水电上网电价形成机制先后经历了无上网电价、还本付息电价、经营期电价、标杆电价和过渡时期的模拟市场定价五个阶段[7]。目前各省水电上网电价的制定主要是依据《关于完善水电上网电价形成机制的通知》(发改价格【2014】61号，以下简称《通知》)提出的原则进行，定价方法存在以下4种情景：

(1)适用于跨省(区)外送电站的市场倒推电价。市场倒推定价模式主要应用于参与跨省(区)外送的电源组，目前已在三峡、龙滩、锦屏等电站得到了成功应用。市场倒推上网电价按受电区落地价扣减输电价格(含线损)后确定。其中，受电区落地价格一般为当地电网的平均购电价格或火电脱硫标杆电价，而输电价格由国家发改委价格主管部门核定。计算方法所下：

Pb=(Pl-Pt) (1-k)

(1)

式中：Pb为水电的市场倒推电价；Pl为受电地区的落地电价；Pt为输电电价；k为综合线损率。

(2)适用于在本省消纳水电站的标杆上网电价。对于在本省上网消纳的水电站，其上网电价按所属省份的标杆电价水平执行。而各省标杆电价的制定主要以当地省级电网平均购电价为基础，综合考虑市场供求和水电开发成本制定。

(3)适用于特殊电站的单站经营期电价。当前部分水电站除发电外，还兼顾防洪、灌溉、航运等功能，而这些功能往往并不能带来直接的经济效益。因此，此类电站往往按照经营期电价方法对其上网电价水平进行单独核定。经营期电价通过设定一定的资本金财务内部收益率IRR，使得企业的现金流在电站生命周期中满足如下公式：

(2)

式中：CI为现金流入，主要包含发电销售收入、固定资产余值、流动资金和其他收入；CO为现金流出，主要包含资本金投入、经营成本(不含折旧)、长贷本息；t(t=1, 2,…,T)为时间序列，T为电站生命周期。

(4)适用于省内同一流域梯级电站的流域统一电价。水电出力受来水影响较大，当河流中有大型调节性水库电站存在时，其生产运行会对下游电站产生较大影响。而实施流域统一电价，有利于梯级电站的联合运行，减少因调度问题产生的弃水。流域统一电价定价方法与经营期电价类似，即使得梯级各电站的现金流在电站生命周期中满足公式(3)：

(3)

式中：i(i=1, 2, 3,…)为流域各梯级电站，其余参数与式(2)相同。

2 考虑水电社会效益和环境效益的绿色定价模型

2.1 水电社会效益量化模型

水电社会效益包括调峰、调频、防洪、灌溉等。由于不同电站对以上功能的要求各不相同，将这些效益逐一量化，不仅难度较大，且不易于应用。一般调节性能较好的水电站能兼顾的调峰、调频、防洪等效益。因此，本文用水电站调节性能来综合反映电站提供社会效益的能力。

由于调节性水电站在电网中需承担更多的调峰调频等辅助服务，故其装机容量利用系数一般低于径流式电站。此外，承载防洪、灌溉、航运等功能的工程部分，其建设施工需要大量的投资，因此调节性电站单位千瓦造价往往要高于径流式电站。故本文采用装机容量利用系数和单位千瓦造价来计算水电社会效益的价格浮动系数。

水电站调节性能的分类主要依据电站库容系数，其分类标准如表1所示。

表1 水库调节性能分类标准Tab.1 Classification criteria of reservoir regulation performance

令kd、ks、ka、kp分别为径流式电站、季调节电站、年调节电站和多年调节电站的电价浮动系数，各类电站电价浮动系数集合为K。Ka和Kb为各类电站分别基于装机容量利用系数和单位千瓦造价的价格浮动系数集合。则K满足：

K=αKa+βKb

(4)

且满足：

(5)

(6)

式中：τd、τs、τa、τp分别为各类电站的装机容量利用系数；Id、Is、Ia、Ip分别为各类电站的单位千瓦造价；α、β为相应的权重系数。

2.2 水电环境效益量化模型

本文主要分析水电开发对CO2、SO2、NOx和烟尘的减排效益。令Ps为环境效益的附加电价，则：

Ps=PCO2+PSO2+PNOx+Pdu

(7)

式中：PCO2、PSO2、PNOx、Pdu分别为CO2、SO2、NOx、烟尘的附加电价。

在计算公式中，CO2、SO2、NOx及烟尘的减排效益可通过ACM0002方法学、环境退化成本核算法等得到，水电环境效益计算模型公式具体如下。

CO2减排效益：

PCO2=ABCO2/Q

ERy=BEy-PEy-Ly

BEy=EGy×CM

CM=wOM×OM+wBM×BM

式中：PCO2为二氧化碳减排效益电价；ABCO2为经营期内水电项目所产生的二氧化碳年平均减排效益；Q为计算期内的水电年均上网电量；p为碳交易价格；ERy为水电项目年CO2减排量；BEy为ACM0002方法学规定的CO2基准线排放量；PEy为水电运行排放的CO2总量；Ly为水电运行泄漏的CO2总量；EGy为第y年份的水电项目上网电量；GM为水电项目所在电网的排放因子；OM为电量边际排放因子；BM为容量边际排放因子；wOM、wBM为OM和BM的权重系数。

SO2减排效益：

PSO2=ABSO2/Q

BSO2y=UECSO2y×RSO2y

UECSO2y=ECSO2y/VSO2,y

ECSO2y=ECy×Ap,SO2/(Ap,NO2+Ap,SO2+Ap,du)

式中：PSO2为二氧化硫减排效益电价；ABSO2为经营期内水电项目所产生的二氧化硫年平均减排效益；BSO2y为第y年的SO2减排效益；RSO2y为第y年因水电而减少的SO2排放量；UECSO2y为第y年SO2污染造成的单位退化成本；VSO2y为全国第y年的SO2排放量；ECSO2y为第y年由SO2污染的环境退化成本；ECy为第y年的大气环境退化成本；Ap,SO2为SO2的污染物当量数；Ap,NOx为NOx的污染物当量数；Ap,du为烟尘的污染物当量数。

NOx减排效益：

PNO2=ABNO2/Q

BNOxy=UECNOxy×RNOxy

UECNOxy=ECNOxy/VNOxy

ECNOxy=ECy×ApNOx/(Ap,NOx+Ap,SO2+Ap,du)

式中：符号意义同前。

烟尘减排效益：

pdu=ABdu/Q

Bduy=UECdu,y×Rduy

UECduy=ECduy/Vduy

ECduy=ECy×Ap,du/(Ap,NOx+Ap,SO2+Ap,du)

式中：符号意义同前。

2.3 综合效益电价

设考虑社会和环境效益后的水电综合电价为P，水电基础电价为P0，则：

P=kP0+θPs

(8)

式中：k为待评价电站的社会效益电价浮动系数，且满足k∈K；θ为平衡系数，其一方面用于平衡因方法本身可能导致的计算偏差，另一方面用以体现各地区对清洁能源发展的支持力度。

在当前新一轮电力体制改革的过渡时期，水电基础电价 暂按照《通知》中确定的定价原则取值。当水电参与市场竞争后，基础电价的取值则应根据市场供需情况确定。

3 实例分析

本文采用四川省某在建电站A，对本文提出的定价模型进行实例分析。电站A装机容量为200万kW，多年平均年发电量约77.07亿kWh，水库正常蓄水位2 500 m，总库容为28.97亿m3，调节库容19.17亿m3，具有年调节能力，电站总投资约370亿元。

计算步骤如下：

(1)计算电站基础电价。根据电站A的基本参数，采用经营期电价计算方法，资本金内部收益率按8%计算，得出电站A经营期电价为0.630元/kWh。由于电站A供电四川电网，且主要以发电为主，根据《通知》中的定价原则，电站A应执行0.39元/kWh的分类标杆电价，该电价远远低于电站的经营期电价水平。由于分类电价已考虑了电站调节能力，为避免重复计算，本文采用四川省径流式电站标杆电价0.308元/kWh作为电站A的基础电价。

(2)计算社会效益电价浮动系数k。电站A具有年调节能力。根据四川电网2004-2013年的运行结果，各类水电站装机利用系数统计情况见表2所示。

表2 四川电网水电站运行系数分析表Tab.2 Analysis table of operating coefficient of hydropower station in Sichuan power grid

根据可研成果，电站A装机利用小时数3 854 h，装机利用系数为0.440，小于年(季)调节性电站的均值0.453。此外，根据投产计划，电站A于2021年投产首台机组。由于电站造价受物价、成本等因素影响较大，故对于投产时间相差较大的水电站，其单位千瓦造价不具可比性。本文以2021年为基准，分析过去10年(2010-2020年)四川省新投产的不同类型水电站的单位千瓦造价水平。根据调查，四川省2010-2020年不同水电站平均单位千瓦投资情况见表3所示。

表3 四川省2010～2020年不同水电站平均单位投资统计表 元/kW

电站A单位千瓦造价为18 500 元/kW，较调节性电站加权平均水平(不含锦屏一级、二级和官地)15 200 元/kW高出21.7%。由于电站A地处偏远，自然条件恶劣，施工、运输、人力成本等因素是造成电站A单位kW造价较高的主要原因，故此处应减小以上因素对计算结果的影响。参考电站A与调节性水电站单位千瓦投资均值的比值，公式(4)中α和β分别取0.7和0.3。此外，由于锦屏一级、二级、官地为外送电源，故在计算四川电网径流式水电站单位kW造价时不考虑以上电站。

则根据式(4)、(5)、(6)，电站A的社会效益电价浮动系数k为：

(3)计算环境效益电价Ps。电站A功率密度ω(装机容量与水库最高水位时的淹没面积之比)为54.64 W/m2，装机容量和功率密度满足ACM0002方法学使用条件，故采用ACM0002方法学计算电站A二氧化碳减排效益附加电价。方法学中各项参数和取值依据如表4所示。

表4 电站A二氧化碳减排效益计算参数和取值依据Tab.4 Calculation parameters and values of carbon dioxide emission reduction benefits of power station A

根据以上参数可计算得到电站A在经营期30年生命周期中年均二氧化碳减排效益为：

137 685 442(元)

根据水电环境效益计算模式公式，得到电站A的CO2减排效益附加电价为0.018 2 元/kWh。

根据水电环境效益计算模式公式建立的环境退化成本核算法模型计算SO2、NOx、烟尘减排的附加电价。由于《中国环境经济核算研究报告》中由大气污染造成的环境退化成本数据仅更新到2008年，故本文以2008年大气污染环境退化成本为基础，计算各污染物2009～2014年的单位环境退化成本，各参数计算情况见表5。

在有关环境退化成本的研究中，李娟伟和任保平指出污染物治理成本与PPI存在较强的相关性[8]，故本文利用2009-2015年中国的PPI指数来推算各污染物单位环境退化成本。计算结果见表6。

电站A年有效上网电量75.73亿kWh，按2015年我国供电标准煤耗315 g/kWh计算，电站A的投产每年可减少煤炭消耗约227.45万t标准煤，按当前我国燃煤电厂污染物排放水平计算，每年可减少SO2排放量约7.278万t、NOx排放量约1.365万t、烟尘排放量约5.69万t。根据SO22008-2015年的单位环境退化成本平均值，按表2模型，计算得到SO2减排的附加电价水平为：

表5 基于2008年环境退化成本的SO2、NOx、烟尘减排效益计算参数Tab.5 The calculation parameters of emission reduction efficiency by SO2, NOx, smoke based on the cost of environmental degradation in 2008

注：表中数据来源于《中国环境经济核算研究报告》。

表6 基于2008年环境退化成本的SO2、NOx、烟尘减排效益计算参数 元/t

同理，可得到NOx和粉尘减排的附加电价水平分别为0.016 7和0.030 2 元/kWh。

则环境效益电价为：

PS=PCO2+PSO2+PNDx+Pdu=0.173 4 (元/kWh)

(4) 计算综合效益电价。为减少因算法和数据偏差的影响，本例取为0.5，根据以上计算结果，可计算得到电站A考虑社会效益和环境效益的综合电价为：

P=kP0+θPs=

1.294×0.308+0.5×0.173 4=0.485 2 (元/kWh)

该电价水平高于当前四川省年调节以上水电标杆电价0.39 元/kWh和火电标杆电价(含环保电价)0.440 2 元/kWh，但与当前四川省部分水电站，如宝珠寺(0.490 元/kWh)、亭子口(0.484 元/kWh)等电价水平相当，电价水平仍在四川电力系统的可承受能力范围之内。此外，电站A综合效益电价仍低于其经营期电价水平0.630 元/kWh，这也说明了本文所提出的电价模型虽然能在一定程度上降低水电的投资风险，但并不能保证所有电站均能获得一定的收益或维持正常的运营，这也能在一定程度上引导我国水电的合理投资和健康发展。

在市场竞争环境下，决策者可进一步调整θ的取值，使得水电的环境效益附加电价水平与火电的脱硫、脱硝、除尘、超低排放附加电价之和相当，实现水电与其他电源之间的公平竞争。

4 结 论

(1)绿色定价模型综合考虑了水电的社会效益和环境效益，实现了以上正外部效益的内部化，得出的价格水平并未对当地电网对电价承受能力造成较大的冲击。此外，可根据不同地区电力系统特点对模型参数进行灵活调整，增强模型自身的适应能力。

(2)绿色定价模型可在一定程度上降低水电站投资风险，但并不保证所有待开发的水电站均能获益或维持正常运行，这符合我国有序开发水电的指导方针。

(3)虽然绿色定价模型提出了水电社会效益和环境效益的量化方法，但由于本模型主要以易操作为目的，故量化方法和采用的指标仍然有不完善的地方，如用于反映水电社会效益的装机利用系数和单位kW造价指标偏于笼统，缺乏一定的针对性，大气污染环境退化成本的计算缺乏足够的数据和模型支持等。如何进一步有针对性地建立各外部效益的量化模型，是未来研究的主要方向。

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[1] 中国电力企业联合会. 2016年度全国电力供需形势分析预测报告[R]. 北京: 2016.

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