“碳中和”背景下流域统一电价机制研究

黄婧　李继清　龙飞雨　邓世浪

摘要：中国现行水电电价机制呈现多样化，“一厂一价”现象日益严重。通过梳理水电电价发展历程，找出现行电价机制中被忽视的因素，包括水电外部性、梯级水电站间水力联系等。基于此，提出了“直接成本＋正外部成本－负外部成本”的流域统一电价机制。在“碳中和”的背景下，实行流域统一电价有助于提高水资源利用率，促使水电行业融入电力现货市场，并可为全面认识各类发电能源的效益与影响提供依据。

关 键 词：流域统一电价机制； 水电外部性； 梯级水电站； 可持续发展； 碳中和； 水电行业

中图法分类号： F426.61

文献标志码： A

DOI：10.16232/j.cnki.1001-4179.2023.04.006

0 引 言

2020年，中国首次提出“二氧化碳（CO2）排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的目标。水电一直是促进中国经济发展的重要力量，亦是可再生能源中技术成熟、运行灵活的重要组成，除具有防洪、供水、灌溉、航运和改善河流生态等综合利用功能外，还具有带动区域经济发展、促进其他清洁能源高效运行、减少温室气体排放等效益［1-2］。中国水能资源丰富，理论开发量约6.87亿kW。据《中国电力行业年度发展报告2022》［3］统计，截至2021年底，已建水电装机容量达3.91亿kW（常规3.55亿kW，抽水蓄能0.36亿kW），约占全国电源装机容量的16.44%，约占全国可再生能源发电装机容量的36.19%。從发电效益来看，2021年中国水电总发电量约1.34万亿kW·h，约占全国各类电源总发电量的15.96%，约占可再生能源发电量的49.07%，同年单位火电发电量CO2排放约828.00 g/（kW·h），相当于减排11.09亿t CO2。

作为节能减排效益显著的清洁能源，水电是支持中国达成“碳中和”目标的主力之一。从建国初期洪涝灾害治理，改革开放初期缓解电力短缺，21世纪初以“西电东送”助力西部大开发，到如今构建清洁低碳、安全高效的能源体系，水电行业始终服务于中国发展战略，与国情及发展阶段相适应的电价机制也在不断调整。同火电、风电等能源相比，水电具有前期投入大、建设工期长、运行维护成本低及生命周期可达100 a（建设期20 a、还贷期30 a、经营期可延长至50 a）的特点。在“流域、梯级、滚动、综合”的开发模式下，新建水电站难度持续增加，梯级水电站间水力联系却愈发明显［4］。因此，如何配合中国“碳中和”事业进程，完善水电电价机制，促进行业健康可持续发展值得深思。本文通过梳理水电电价机制发展历程，定位现行电价机制忽视的关键因素，提出考虑水电外部性、梯级水电站间水力联系的流域统一电价机制，可为制定适宜于中国“碳中和”发展目标的电价机制提供参考。

1 中国水电电价机制发展历程

电价是优化市场资源配置、促进产业技术升级、完善管理体制的有效经济杠杆［5］。随着发展战略调整，已投产水电站因建设时期不同实行着多样化电价机制。整体来看，从政府定价到引入市场化竞争，中国水电电价机制发展历程可分为指令性电价、还本付息电价、经营期电价、临时标杆电价、标杆电价及市场出清电价6个阶段，各阶段核算机制见图1。

最初，水电项目建设依赖于国家统一投资，实行指令性电价。指令性电价以保证电力生产为目的，不考虑投资收益，除农业、高耗能行业存在优惠外，全国电价基本相同。十一届三中全会后，局部地区由指令性电价衍生出考虑来水特性和电网平稳运行需求的季节性电价与峰谷电价。1985年，国家经济委员会等部门出台《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，对新建水电项目采用“建设期成本+经营期成本+利息+税金+合理收益”的核算机制，形成还本付息电价。与指令性电价相比，还本付息电价考虑了水电站建设经营期的个别成本及投资合理收益，并允许电价随燃料、运输价格变化而调整，培育出遵循市场规律的电价机制。然而，受项目所在地区物价水平差异影响，“一厂一价”现象随之出现。1998年，国家计划委员会发布以经营期电价取代还本付息电价的政策，并于2001年下发《国家计委关于规范电价管理有关问题的通知》（计价格〔2001〕701号），规定水电项目按30 a经营期核定平均上网电价，除还本付息外，应考虑经营期成本及投资收益率。经营期电价采用“经营期成本+税金+合理收益”的核算机制，降低了新建水电项目电价水平，至此中国正式形成上网电价。

2002年，国务院正式批准《电力体制改革方案》（国发〔2002〕5号），确定“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的发展方向，并规定从国家电力系统分离、未核定上网电价的水电项目需要执行临时上网电价。临时上网电价采用“同时期建设的同类型技术先进水平发电机组社会平均成本（省级电网）+税金+合理收益”的核算机制，使得省级电网内同一时期建设的水电项目趋于相同上网电价，略微缓解“一厂一价”现象。2004年，在经营期电价基础上，国家在四川、云南等部分省（区）出台标杆电价政策。标杆电价采用与临时标杆电价一致的核算机制，显著提升了社会发电效率，但因未考虑水电项目成本差异，使具有综合利用功能的大型水电项目发展受限［6］。2014年，国家发改委发布《关于完善水电上网电价形成机制的通知》（发改价格〔2014〕61号），明确对同年2月1日后新投产水电项目，跨省、跨区域交易价格由供需双方协商确定上网电价，而省内上网电价则实行标杆电价制度。2015年，国家发改委发布《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2015〕962号），提出“西电东送”水电项目上网电价采用受端倒推电价。

2016年起，国家陆续批复了云南、贵州省等22个电力综合改革试点，至此，中国水电电价引入市场化竞争，形成市场出清电价。市场出清电价指竞争定价的电力市场中，能达到市场供需平衡的价格水平，主要核算机制有［7］：① 统一出清（Market Clearing Price，MCP），参与竞价上网的机组统一依据市场边际电价结算；② 报价结算（Pay as Bid，PAB），参与竞价上网的机组按各自报价结算。通常，PAB能有效抑制上网电价波动，但市场边际电价高于MCP；MCP则具有较高的市场调控性，可激励水电站主动降低报价［8］。市场出清电价使得各省（区）执行核定电价电量及电价逐步降低，但受梯级水电站间水力联系、水电项目外部性的综合影响，水电站与电网、送端与受端之间出现利益分配不合理的矛盾［9］。

2 现行水电电价机制存在的问题

中国水电电价处于由政府定价向市场化竞争过渡阶段，但水电项目建设投产工作

推进速度整体已呈现出放缓趋势。究其原因，一是常规水电受地理、移民、环保、物价等因素影响，开发难度与建设成本不断增加，致使社会投资积极性降低；二是已核准开发项目多采用还本付息电价，“一厂一价”阻碍了水电站综合利用与统一管理，弱化了水电电力市场竞争力。

在“碳中和”背景下，水电作为能源革命的重要力量，寻求促使行业健康可持续发展的电价机制势在必行。郑正等［5］指出现行上网电价不具备反映水电外部性（节能减排、辅助服务价值等）的能力，建议将辅助服务价值纳入电价机制。陈郑波等［10］认为现行水电电价机制缺乏带动水电站参与调峰、调频等电网辅助服务积极性的激励和保障措施。刘刚等［11］结合现阶段水电开发、运行需求，提出实施流域统一电价，提高中国电力消纳水平的行业发展方向。综上所述，现行水电电价机制主要存在忽视水力发电外部性和梯级水电站间水力联系两个问题。

2.1 忽视水力发电外部性

外部性源于1890年马歇尔发表的《经济学原理》，旨在为决策者提供量化生产活动溢出效益及客观正确认识各项生产活动的途径［12］。20世纪，庇古在《福利经济学》中，将外部性进一步拓展为“内部不经济”和“外部不经济”，并借助边际分析法优化配置社会资源，提出边际社会净产值和边际私人净产值，进而形成外部性理论［13］。同期，科斯在《社会成本问题》中，从交易费用角度深化了外部性、帕累托改进和社会福利的关系［14］。

综合相关文献，水电外部性指项目对他人和社会造成的非市场化影响。根据影响的积极或消极作用，可将“项目使他人或群体受益，但受益者没有支付相应的价值”定义为正外部性；反之，将“项目使他人或群体受损，但没有承担相应的成本”定义为负外部性。水电项目具有节能减排、电网辅助服务等正外部性［14-15］，以及建设移民、生态影响等负外部性［1，13］。然而，现行电价机制仅反映出项目建设及经营期直接成本，未考虑辅助服务价值及生态影响［16］。

2.2 忽视梯级水电站水力联系

梯级水电站间存在着一定的水力联系，如库容补偿、回水顶托等，是至关重要的调度管理环节［17-18］。为改善水资源时空分布不均问题，中国各大流域已基本形成梯级开发格局，上游水库泄流会直接影响下游水库来水。然而，现行水电电价中虽有关注来水特性的丰枯电价（见图1），却未将梯级水电站间水力联系纳入在内。廖庭庭［19］认为梯级水电站间水力联系，是决定流域防洪安全及兴利调度效果的关键。Sun等［20］分析发现基于水力联系，对梯级水电站实行统一调度，可以提高流域水资源利用率，实现综合效益最大化。

现行水电上网电价普遍面临“一厂一价”问题，市场化竞争易使涉及多业主单位的水电项目向非合作方向发展，让资源集中于水资源丰富的经营期电站，不利于水电行业发挥防洪、供水、航运等综合利用功能。基于梯级水电站间水力联系，推广流域统一调度与制定流域统一电价相辅相成，是完善行业管理机制、增加电力市场竞争能力的有效措施。

3 流域统一电价机制研究

为促进“碳中和”背景下水电行业的健康可持续发展，本文建议将水电外部性、梯级水电站间水力联系纳入电价机制，借助外部性理论、碳足迹理论、市场出清模型及建设经营期直接成本核算明细，形成“直接成本＋正外部成本－负外部成本”的流域统一电价（税金及合理收益计入直接成本），主要内容及计算方法如下。

3.1 直接成本

梯级水电采用滚动开发模式，同一流域兼具還贷期与经营期的水电站。参考现行还本付息电价，将勘探选址、招标设计、移民安置及工程施工归为建设期成本核算内容；将发电成本（折旧费、大修费、材料费、水库维护费、公路维护费、工程保险费、人员工资福利、其他费用）、财务费用及发电税金（增值税、所得税、城建税、教育附加税、公益金、公积金、水资源费等）归为经营期成本，见式（1）。现行经营期电价主要依据核算期现金流入额、现金流出额及内部收益率计算，见式（2）。依据流域内各个水电站建设进度、运行阶段对上述核算项目进行加权平均，即可得到流域统一电价“直接成本”。

式中：t为电价核算年份，现行经营期电价设定水电站使用寿命定义为30 a。

3.2 正外部成本

水电正外部性主要体现在防洪效益、航运效益、社会效益及电网辅助服务价值4个方面［1，7，13］。其中，社会效益及电网辅助服务价值属于量化难点。防洪效益指水电项目通过工程措施和非工程措施，减轻或避免的洪灾损失，常用量化方法包括频率法、长系列法、保险费用法、最优等效替代法等［21-22］。

参考SL 72-2013《水利建设项目经济评价规范》，航运效益可采用对比法或最优等效替代法计算［13，18］。对于社会效益，因其牵涉面广、数据获取难度较高，多依据项目缴纳税金进行简化评估［1］。

水电项目具有调峰、调频、调相、容量备用等电网辅助服务价值。在中国当前电力现货市场中，常以购电成本最小或社会清洁福利最大为优化目标，以系统功率、能量输入、机组运行、线路传输、负荷波动等为约束条件，构建市场出清模型核算项目电网辅助价值［23-24］，优化目标见式（3）与式（4）。

minC总=C运行+C启动+C输配  （3）

式中：C总为总购电成本；C运行，C启动分别为发电能源的运行成本和启动成本；C输配为电网输配电成本。

maxW总=W生产+W用户－W环境 （4）

式中：W总为社会清洁福利；W生产为发电能源生产者净收益；W用户为用户净收益；W环境为系统运行环境价值成本。

电网辅助服务价值应包含在C运行，C启动及W生产中，主要依据油耗量、备用容量等成本指标量化评估［15，24］。为全面认识各类发电能源辅助服务质量，建议将指令响应时间、调节速率、调节误差等服务质量评价指标纳入市场出清模型［25］，各代表性指标计算公式见表1。

3.3 负外部成本

水电负外部性主要包括水能资源价值、土地代际损失、居民无形损失及生态环境影响［13］。其中，水能资源价值可依据发电能源最优替代类型的市场电价（完全竞争市场）或全成本同基于成本加成法核算的落地电价之差进行量化［26］；土地代际损失则等于基准年土地产值与适当折现率的乘积；居民无形损失可采用人均净收入量化［27］。虽然，水电属于清洁能源，但其生态影响具有一定的复杂性。建设水电项目会改变河流天然水文情势，影响水系连通性及泥沙运移规律，引起库区及周边局部气候变化，造成生态系统物种更替［28］。但上述生态负面影响会随着调度运行方式调整得到缓解或修复，长期来看，整体为CO2排放量先增后减的过程［29-30］。为衡量各类发电能源的生态影响，建议借助碳足迹理论核算各水电项目在规划设计、建设施工、经营维护及报废拆除4个阶段的碳排放量［31-32］。现行碳排放费用核算方法包括实测法、投入产出法、生命周期分析法、排放系数法等［33-34］，参考碳交易市场中碳排放权价格可将碳排放量货币化，再通过加权平均分摊至电价，形成流域统一电价“负外部成本”，各阶段具体核算内容见表2。

流域统一电价机制由直接成本、正外部性及负外部性3部分组成，主要内容及关系见图2。正负外部成本与电力市场、水电站日发电量息息相关，因此，流域统一电价应建立在梯级水电站联合调度、补偿发电量及辅助服务价值分摊机制的基础上。随电力现货市场发展，以天、小时或更短时段为单位构建市场出清电价模型，水电项目辅助服务价值的核算与分摊应与其相适应。此外，水电项目开发往往涉及多家业主单位，基于合作博弈论建立有效的补偿效益量化与分摊机制，是实行流域同一电价机制的基础。

4 实行流域统一电价的必要性

4.1 客观全面认识各类能源的途径

西南地区水能资源富集，而能源消费多集中于中部与东部，能源禀赋与消费不匹配意味着中国必须开展“西电东送”。以金沙江下游白鹤滩水电站为例，送电容量1 600万kW时，其在华中电网落地电价为0.47元/（kW·h）。对比《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号）等文件发布的上网标杆电价，同期华中地区煤炭与陆上风电平均上网电价分别为0.41，0.47元/（kW·h）。现行电价机制下，新建水电项目电力市场竞争力不足。

2010年，三峡工程年发电量为843.7亿kW·h，郑腾飞［13］从防洪、电网辅助服务、航运、生态、旅游间接与公共6方面核算出其创造的正外部效益达440.47亿元；而在水能资源、土地代际与居民无形损失3方面造成的负外部损失约87.04亿元。单位正外部效益约为0.52元/（kW·h），单位负外部效益约为0.10元/（kW·h），前者约为后者的5倍。流域统一电价机制为公众全面认识各类能源在经济、社会与生态方面的影响提供了途径，协助公众走出仅凭直接经济价值决定投资或消费的窘境。

4.2 构建清洁低碳能源体系的基石

中国水电开发整体呈“先近后远、先易后难”特点，经济指标较好的电站基本已建成投产。经概算，现阶段主要流域待开发水电站平均单位千瓦投资将达21 000元/kW，为2011～2018年间投产水电站的2倍。同期火电、陆上风电、海上风电、太阳能与核电的平均单位千瓦投资分别为4 000，7 000，15 000，5 000，15 000元/kW，与其他能源相比，新建水电项目投资积极性不足。

2020年起，清洁能源成为中国能源增量主体，非化石能源占能源消费总量的15%。《能源生产和消費革命战略（2016～2030）》则明确提出，2050年中国非化石能源占比将超过50%。水电作为技术最成熟、电网吸纳最现实的非化石能源，具有分布广、开发潜力大、清洁可持续利用的特点，是保障中国能源安全的首选。然而，受限于建设周期长、前期投入大、经营期成本低，新老水电项目运营成本差异巨大。以两河口水电站为例，按资本金内部收益率8%测算，还贷期上网电价为0.63元/（kW·h），而经营期运营成本电价可降低至0.14元/（kW·h），两者存在近3.5倍的超额利润。

假定流域内有6座与两河口相同规模的水电站，其中2座为新建项目，采用加权平均法核算流域统一电价“直接成本”为0.30元/（kW·h）。三峡工程装机容量22 500 MW、总库容393亿m3；两河口水电站装机容量3 000 MW、总库容107.67亿m3。参照总库容粗略折算［13］正负外部效益，得两者分别为0.14，0.03元/（kW·h）。最终，核算出6座水库流域统一电价为0.41元/（kW·h）。流域统一电价相当于将经营期水电站超额利润转移至新建项目，以减轻其经济压力，增加水电电力市场竞争力，促进行业良性发展。

5 结 语

在“碳中和”背景下，本文建议将水电外部性及梯级水电站间水力联系纳入电价机制。量化项目正负外部成本是公平合理对比各类发电能源的基础，有助于公众全面衡量项目经济、社会及生态效益。此外，梯级水电站间存在着不可忽视的水力联系，长久以来，“一厂一价”现象困扰着中国梯级水电站开展联合调度与参与电力市场竞争，流域统一电价机制则与两者相辅相成。

受作者认知水平限制，因电网属于水电正外部性（辅助服务）受益方，正外部成本全部由用电户承担或用电户与电网共同分摊，可在完善电网辅助服务市场的基础上进一步探究。中国对于清洁能源有一定的补助政策，如可再生能源配额制、绿色证书等，针对水电的节能减排作用，同样可由国家通过税收减免、建设基金、科研投入、折旧补贴、优惠还贷等途径进行分摊。在中国基本完成梯级开发格局，努力达成“碳中和”目标的背景下，将水电项目外部性及梯级水电站间水力联系纳入电价机制，实行流域统一电价能有效促进水电行业健康可持续发展。

参考文献：

［1］杨冰，胡延龙，黄炜斌.基于社会效益和环境效益的水电绿色定价方法研究［J］.中国农村水利水电，2017（1）：194-198.

［2］张博庭.我国水电的发展与能源革命电力转型［J］.水力发电学报，2020，39（8）：69-78.

［3］全国能源信息平台.中国电力行业年度发展报告2022：全国电力市场化交易规模再上新台阶［Z］.2022.

［4］黄万虎，张晓东，陈林，等.白龙江干流上游河段梯级水电站联合调度研究［J］.人民长江，2020，51（增2）：344-347.

［5］郑正，王小洋.新一轮电力体制改革下水电价格机制优化探讨［J］.中国经贸导刊（中），2021（1）：56-57.

［6］郑新业，郭琎，姬晨阳.“两个确保”政策对电力市场建设影响的研究［J］.价格理论与实践，2017（7）：11-18.

［7］钟儒鸿，程春田，廖胜利，等.耦合复杂水力联系的跨区交易现货市场出清模型［J］.电力系统自动化，2022，46（1）：164-173.

［8］杨家琪，喻洁，田宏杰，等.考虑新能源性能风险的调频辅助服务市场出清与调度策略［J］.电力系统自动化，2020，44（8）：66-74.

［9］葛怀凤，钱钢粮.中国西南水电工程经济性及市场竞争力研究［J］.水力发电，2020，46（12）：90-94.

［10］陈郑波，刘继春，刘俊勇，等.电力市场下两部制容量电价与电量电价形成机制研究［C］∥中国电机工程学会电力市场专委会2018年年会论文集，2018：1-7.

［11］刘刚，李基栋.浅析新电改下流域统一上网电价［J］.人民珠江，2016，37（2）：102-104.

［12］LI B，CHEN S，HUANG W，et al.Pricing of grid electricity of reservoir power plants based on quantification of the values of positive externality factors［J］.Water Policy，2020，22（3）：376-395.

［13］郑腾飞.水电开发项目外部性研究［D］.北京：清华大学，2015.

［14］彭爱华，施浩然，孙井沛，等.对水电开发的外部性研究的探析［J］.城市地理，2017（12）：122-123.

［15］何永秀.电力经济价值与备用辅助服务市场交易理论及实证研究［D］.北京：华北电力大学，2006.

［16］姜曼，杨司玥，刘定宜，等.中国各省可再生能源电力消纳量对碳排放的影響［J］.电网与清洁能源，2020，36（7）：87-95.

［17］熊丰，郭生练，王俊，等.清江水布垭和隔河岩梯级水库防洪库容互补关系研究［J］.水力发电，2021，47（5）：36-40.

［18］王学敏.面向生态和航运的梯级水电站多目标发电优化调度研究［D］.武汉：华中科技大学，2015.

［19］廖庭庭.福建省小水电生态补偿电价研究［J］.中国农村水利水电，2021（2）：182-185.

［20］SUN K，LI K，PAN J，et al.An optimal combined operation scheme for pumped storage and hybrid wind-photovoltaic complementary power generation system［J］.Applied Energy，2019，242：1155-1163.

［21］龚文婷，邢龙，胡挺，等.新调度规程下三峡工程防洪综合效益分析［J］.水电能源科学，2021，39（10）：89-93.

［22］秦海东.黄河中下游骨干水库联合运用多维效益综合评估［D］.郑州：郑州大学，2020.

［23］杨奇，王丹，何伟，等.基于社会清洁福利最大化的电热联合双边竞价市场出清优化策略研究［J］.电力系统保护与控制，2021，49（14）：112-122.

［24］黄秋立.计及调峰影响系数的费用分摊及随机经济调度［J］.电网与清洁能源，2020，36（10）：33-39.

［25］马玉武.电池储能系统辅助火电机组调频的控制策略设计［D］.太原：中北大学，2021.

［26］郑腾飞，强茂山，王佳宁，等.水电开发项目水能资源价值评价：以三峡项目为例［J］.水力发电学报，2016，35（6）：39-47.

［27］苑莉.代际公平原则下的农用地社会价值评估［J］.中国人口·资源与环境，2011，21（1）：135-140.

［28］董增川，倪笑宽，陈牧风，等.流域水资源调度多目标时变偏好决策方法及应用［J］.水科学进展，2021，32（3）：376-386.

［29］姜旭新，黄婧，张岩，等.额尔齐斯河流域河谷生态系统水文情势变化影响分析及生态修复建议［J］.中国农村水利水电，2019（10）：12-16.

［30］余娇.基于“水-能-碳”关联的郑州市水系统碳排放研究［D］.郑州：华北水利水电大学，2020.

［31］赵静云.碳足迹视角下校园建筑节能评价体系研究［D］.北京：北京交通大学，2019.

［32］杨伟同.基于全生命周期的洛南乡村住宅低碳设计研究［D］.西安：西安建筑科技大学，2020.

［33］白路恒.公共建筑全生命周期碳排放预测模型研究［D］.天津：天津大学，2019.

［34］王瑶.寒冷地区城市住宅全生命周期低碳设计研究［D］.西安：西安建筑科技大学，2020.

（编辑：黄文晋）

Unified electric price mechanism of river basin wide in context of carbon neutral

HUANG Jing1，LI Jiqing1，LONG Feiyu2，DENG Shilang1

（1.School of Water Resources and Hydropower Engineering，North China Electric Power University，Beijing 102206，China； 2.Huaneng Lancang River Hydropower Co.，Ltd.，Kunming 650214，China）

Abstract：

The current hydropower electricity price mechanism is diversified in China，which makes the phenomenon of one hydropower plant，one price more serious.Sorting out the development history of hydropower price will help to find out the neglected factors and provide direction for the hydropower industry.It was found that there was an urgent need to bring hydropower externality and hydraulic connection among cascade hydropower stations into the hydropower price mechanism.Therefore，this study proposed a Unified River Basin Electricity Price （URBEP） of Direct Cost+Positive External Cost-Negative External Cost.In the context of carbon neutral，the implementation of URBEP is conducive to improving the utilization of water resources，promoting the integration of the hydropower industry into the power spot market，and providing a basis for a comprehensive understanding on the benefits and impacts of various power generation energy sources.

Key words： Unified River Basin Electricity Price；hydropower externality；cascade hydropower station；sustainable development；carbon neutral；hydropower industry

收稿日期：2022-06-11

基金項目：国家重点研发计划项目（2016YFC0402208，2016YFC0401903，2017YFC0405900）；国家自然科学基金项目（52179014，51641901）

作者简介：黄 婧，女，博士研究生，主要从事水电电价机制、洪水资源化利用方面的研究。E-mail：jinghuang23@163.com

通信作者：李继清，女，教授，博士生导师，博士，主要从事水文学及水资源方面的研究。E-mail：jqli6688@163.com