基于社會效益和環境效益的水電綠色定價方法研究

楊 冰，胡延龍，黃煒斌

(1. 四川大學水利水電學院，成都 610065；2. 四川水利職業技術學院，成都 611231；3. 中國電建集團成都勘測設計研究院，成都 610072)

0 引 言

水電是中國最主要的，也是開發技術最為成熟的清潔能源。“十二五”期間，我國水電實現了跨越式發展。截至2015年底，全國水電裝機容量已達到3.2億kW，較2010年增加近1億kW，“十二五”期間年均增速達到8.4%[1]，在水電開發中，水電價格是影響水電企業生存發展的重要因素。在目前的政府定價機制下，水電上網電價水平普遍較低，隨著未來水電開發逐步向上游轉移，電價水平過低將會嚴重影響水電開發的積極性。此外，水電作為清潔能源，其減排效益、調峰調頻等輔助服務卻未能在當前的價格中得到體現。在當前電力體制改革的大背景下，完善以水電為主的可再生能源定價機制，建立平等的市場競爭環境，對我國電力市場的發展具有重要意義。

如何將水電社會效益和環境效益體現在電價水平中，不少學者都做過相關研究。李金穎等人最先提出在制定上網電價時應當考慮環境成本[2]。曹海霞等人建議按固定電價加溢電價為主的方式制定可再生能源的電力價格[3]。張秋菊等人將水電站產生的灌溉、供水、減排等社會環境效益轉換為環境影子成本計入水電站生產成本中[4]。劉悅等人采用ACM0002方法學對基于碳交易的CO2減排電價進行了建模計算，并以此為基礎研究了藏電外送的定價機制[5]。曹未等人則將水電的清潔能源價值分解為CO2、SO2、NOx和煙塵的減排效益[6]。以上文獻對水電社會和環境效益的研究缺少一個系統、全面的量化模型。因此，本文在分析當前我國水電定價機制和方法的基礎上，提出一種將水電正外部效益內部化的綠色定價方法，為新一輪電力體制改革下的水電定價機制提供參考。

1 當前我國水電上網電價定價機制和方法

隨著電力工業的發展，我國水電上網電價形成機制先后經歷了無上網電價、還本付息電價、經營期電價、標桿電價和過渡時期的模擬市場定價五個階段[7]。目前各省水電上網電價的制定主要是依據《關于完善水電上網電價形成機制的通知》(發改價格【2014】61號，以下簡稱《通知》)提出的原則進行，定價方法存在以下4種情景：

(1)適用于跨省(區)外送電站的市場倒推電價。市場倒推定價模式主要應用于參與跨省(區)外送的電源組，目前已在三峽、龍灘、錦屏等電站得到了成功應用。市場倒推上網電價按受電區落地價扣減輸電價格(含線損)后確定。其中，受電區落地價格一般為當地電網的平均購電價格或火電脫硫標桿電價，而輸電價格由國家發改委價格主管部門核定。計算方法所下：

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

(1)

式中：Pb為水電的市場倒推電價；Pl為受電地區的落地電價；Pt為輸電電價；k為綜合線損率。

(2)適用于在本省消納水電站的標桿上網電價。對于在本省上網消納的水電站，其上網電價按所屬省份的標桿電價水平執行。而各省標桿電價的制定主要以當地省級電網平均購電價為基礎，綜合考慮市場供求和水電開發成本制定。

(3)適用于特殊電站的單站經營期電價。當前部分水電站除發電外，還兼顧防洪、灌溉、航運等功能，而這些功能往往并不能帶來直接的經濟效益。因此，此類電站往往按照經營期電價方法對其上網電價水平進行單獨核定。經營期電價通過設定一定的資本金財務內部收益率IRR，使得企業的現金流在電站生命周期中滿足如下公式：

(2)

式中：CI為現金流入，主要包含發電銷售收入、固定資產余值、流動資金和其他收入；CO為現金流出，主要包含資本金投入、經營成本(不含折舊)、長貸本息；t(t=1, 2,…,T)為時間序列，T為電站生命周期。

(4)適用于省內同一流域梯級電站的流域統一電價。水電出力受來水影響較大，當河流中有大型調節性水庫電站存在時，其生產運行會對下游電站產生較大影響。而實施流域統一電價，有利于梯級電站的聯合運行，減少因調度問題產生的棄水。流域統一電價定價方法與經營期電價類似，即使得梯級各電站的現金流在電站生命周期中滿足公式(3)：

(3)

式中：i(i=1, 2, 3,…)為流域各梯級電站，其余參數與式(2)相同。

2 考慮水電社會效益和環境效益的綠色定價模型

2.1 水電社會效益量化模型

水電社會效益包括調峰、調頻、防洪、灌溉等。由于不同電站對以上功能的要求各不相同，將這些效益逐一量化，不僅難度較大，且不易于應用。一般調節性能較好的水電站能兼顧的調峰、調頻、防洪等效益。因此，本文用水電站調節性能來綜合反映電站提供社會效益的能力。

由于調節性水電站在電網中需承擔更多的調峰調頻等輔助服務，故其裝機容量利用系數一般低于徑流式電站。此外，承載防洪、灌溉、航運等功能的工程部分，其建設施工需要大量的投資，因此調節性電站單位千瓦造價往往要高于徑流式電站。故本文采用裝機容量利用系數和單位千瓦造價來計算水電社會效益的價格浮動系數。

水電站調節性能的分類主要依據電站庫容系數，其分類標準如表1所示。

表1 水庫調節性能分類標準Tab.1 Classification criteria of reservoir regulation performance

令kd、ks、ka、kp分別為徑流式電站、季調節電站、年調節電站和多年調節電站的電價浮動系數，各類電站電價浮動系數集合為K。Ka和Kb為各類電站分別基于裝機容量利用系數和單位千瓦造價的價格浮動系數集合。則K滿足：

K=αKa+βKb

(4)

且滿足：

(5)

(6)

式中：τd、τs、τa、τp分別為各類電站的裝機容量利用系數；Id、Is、Ia、Ip分別為各類電站的單位千瓦造價；α、β為相應的權重系數。

2.2 水電環境效益量化模型

本文主要分析水電開發對CO2、SO2、NOx和煙塵的減排效益。令Ps為環境效益的附加電價，則：

Ps=PCO2+PSO2+PNOx+Pdu

(7)

式中：PCO2、PSO2、PNOx、Pdu分別為CO2、SO2、NOx、煙塵的附加電價。

在計算公式中，CO2、SO2、NOx及煙塵的減排效益可通過ACM0002方法學、環境退化成本核算法等得到，水電環境效益計算模型公式具體如下。

CO2減排效益：

PCO2=ABCO2/Q

ERy=BEy-PEy-Ly

BEy=EGy×CM

CM=wOM×OM+wBM×BM

式中：PCO2為二氧化碳減排效益電價；ABCO2為經營期內水電項目所產生的二氧化碳年平均減排效益；Q為計算期內的水電年均上網電量；p為碳交易價格；ERy為水電項目年CO2減排量；BEy為ACM0002方法學規定的CO2基準線排放量；PEy為水電運行排放的CO2總量；Ly為水電運行泄漏的CO2總量；EGy為第y年份的水電項目上網電量；GM為水電項目所在電網的排放因子；OM為電量邊際排放因子；BM為容量邊際排放因子；wOM、wBM為OM和BM的權重系數。

SO2減排效益：

PSO2=ABSO2/Q

BSO2y=UECSO2y×RSO2y

UECSO2y=ECSO2y/VSO2,y

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

式中：PSO2為二氧化硫減排效益電價；ABSO2為經營期內水電項目所產生的二氧化硫年平均減排效益；BSO2y為第y年的SO2減排效益；RSO2y為第y年因水電而減少的SO2排放量；UECSO2y為第y年SO2污染造成的單位退化成本；VSO2y為全國第y年的SO2排放量；ECSO2y為第y年由SO2污染的環境退化成本；ECy為第y年的大氣環境退化成本；Ap,SO2為SO2的污染物當量數；Ap,NOx為NOx的污染物當量數；Ap,du為煙塵的污染物當量數。

NOx減排效益：

PNO2=ABNO2/Q

BNOxy=UECNOxy×RNOxy

UECNOxy=ECNOxy/VNOxy

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

式中：符號意義同前。

煙塵減排效益：

pdu=ABdu/Q

Bduy=UECdu,y×Rduy

UECduy=ECduy/Vduy

ECduy=ECy×Ap,du/(Ap,NOx+Ap,SO2+Ap,du)

式中：符號意義同前。

2.3 綜合效益電價

設考慮社會和環境效益后的水電綜合電價為P，水電基礎電價為P0，則：

P=kP0+θPs

(8)

式中：k為待評價電站的社會效益電價浮動系數，且滿足k∈K；θ為平衡系數，其一方面用于平衡因方法本身可能導致的計算偏差，另一方面用以體現各地區對清潔能源發展的支持力度。

在當前新一輪電力體制改革的過渡時期，水電基礎電價 暫按照《通知》中確定的定價原則取值。當水電參與市場競爭后，基礎電價的取值則應根據市場供需情況確定。

3 實例分析

本文采用四川省某在建電站A，對本文提出的定價模型進行實例分析。電站A裝機容量為200萬kW，多年平均年發電量約77.07億kWh，水庫正常蓄水位2 500 m，總庫容為28.97億m3，調節庫容19.17億m3，具有年調節能力，電站總投資約370億元。

計算步驟如下：

(1)計算電站基礎電價。根據電站A的基本參數，采用經營期電價計算方法，資本金內部收益率按8%計算，得出電站A經營期電價為0.630元/kWh。由于電站A供電四川電網，且主要以發電為主，根據《通知》中的定價原則，電站A應執行0.39元/kWh的分類標桿電價，該電價遠遠低于電站的經營期電價水平。由于分類電價已考慮了電站調節能力，為避免重復計算，本文采用四川省徑流式電站標桿電價0.308元/kWh作為電站A的基礎電價。

(2)計算社會效益電價浮動系數k。電站A具有年調節能力。根據四川電網2004-2013年的運行結果，各類水電站裝機利用系數統計情況見表2所示。

表2 四川電網水電站運行系數分析表Tab.2 Analysis table of operating coefficient of hydropower station in Sichuan power grid

根據可研成果，電站A裝機利用小時數3 854 h，裝機利用系數為0.440，小于年(季)調節性電站的均值0.453。此外，根據投產計劃，電站A于2021年投產首臺機組。由于電站造價受物價、成本等因素影響較大，故對于投產時間相差較大的水電站，其單位千瓦造價不具可比性。本文以2021年為基準，分析過去10年(2010-2020年)四川省新投產的不同類型水電站的單位千瓦造價水平。根據調查，四川省2010-2020年不同水電站平均單位千瓦投資情況見表3所示。

表3 四川省2010～2020年不同水電站平均單位投資統計表 元/kW

電站A單位千瓦造價為18 500 元/kW，較調節性電站加權平均水平(不含錦屏一級、二級和官地)15 200 元/kW高出21.7%。由于電站A地處偏遠，自然條件惡劣，施工、運輸、人力成本等因素是造成電站A單位kW造價較高的主要原因，故此處應減小以上因素對計算結果的影響。參考電站A與調節性水電站單位千瓦投資均值的比值，公式(4)中α和β分別取0.7和0.3。此外，由于錦屏一級、二級、官地為外送電源，故在計算四川電網徑流式水電站單位kW造價時不考慮以上電站。

則根據式(4)、(5)、(6)，電站A的社會效益電價浮動系數k為：

(3)計算環境效益電價Ps。電站A功率密度ω(裝機容量與水庫最高水位時的淹沒面積之比)為54.64 W/m2，裝機容量和功率密度滿足ACM0002方法學使用條件，故采用ACM0002方法學計算電站A二氧化碳減排效益附加電價。方法學中各項參數和取值依據如表4所示。

表4 電站A二氧化碳減排效益計算參數和取值依據Tab.4 Calculation parameters and values of carbon dioxide emission reduction benefits of power station A

根據以上參數可計算得到電站A在經營期30年生命周期中年均二氧化碳減排效益為：

137 685 442(元)

根據水電環境效益計算模式公式，得到電站A的CO2減排效益附加電價為0.018 2 元/kWh。

根據水電環境效益計算模式公式建立的環境退化成本核算法模型計算SO2、NOx、煙塵減排的附加電價。由于《中國環境經濟核算研究報告》中由大氣污染造成的環境退化成本數據僅更新到2008年，故本文以2008年大氣污染環境退化成本為基礎，計算各污染物2009～2014年的單位環境退化成本，各參數計算情況見表5。

在有關環境退化成本的研究中，李娟偉和任保平指出污染物治理成本與PPI存在較強的相關性[8]，故本文利用2009-2015年中國的PPI指數來推算各污染物單位環境退化成本。計算結果見表6。

電站A年有效上網電量75.73億kWh，按2015年我國供電標準煤耗315 g/kWh計算，電站A的投產每年可減少煤炭消耗約227.45萬t標準煤，按當前我國燃煤電廠污染物排放水平計算，每年可減少SO2排放量約7.278萬t、NOx排放量約1.365萬t、煙塵排放量約5.69萬t。根據SO22008-2015年的單位環境退化成本平均值，按表2模型，計算得到SO2減排的附加電價水平為：

表5 基于2008年環境退化成本的SO2、NOx、煙塵減排效益計算參數Tab.5 The calculation parameters of emission reduction efficiency by SO2, NOx, smoke based on the cost of environmental degradation in 2008

注：表中數據來源于《中國環境經濟核算研究報告》。

表6 基于2008年環境退化成本的SO2、NOx、煙塵減排效益計算參數 元/t

同理，可得到NOx和粉塵減排的附加電價水平分別為0.016 7和0.030 2 元/kWh。

則環境效益電價為：

PS=PCO2+PSO2+PNDx+Pdu=0.173 4 (元/kWh)

(4) 計算綜合效益電價。為減少因算法和數據偏差的影響，本例取為0.5，根據以上計算結果，可計算得到電站A考慮社會效益和環境效益的綜合電價為：

P=kP0+θPs=

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

該電價水平高于當前四川省年調節以上水電標桿電價0.39 元/kWh和火電標桿電價(含環保電價)0.440 2 元/kWh，但與當前四川省部分水電站，如寶珠寺(0.490 元/kWh)、亭子口(0.484 元/kWh)等電價水平相當，電價水平仍在四川電力系統的可承受能力范圍之內。此外，電站A綜合效益電價仍低于其經營期電價水平0.630 元/kWh，這也說明了本文所提出的電價模型雖然能在一定程度上降低水電的投資風險，但并不能保證所有電站均能獲得一定的收益或維持正常的運營，這也能在一定程度上引導我國水電的合理投資和健康發展。

在市場競爭環境下，決策者可進一步調整θ的取值，使得水電的環境效益附加電價水平與火電的脫硫、脫硝、除塵、超低排放附加電價之和相當，實現水電與其他電源之間的公平競爭。

4 結 論

(1)綠色定價模型綜合考慮了水電的社會效益和環境效益，實現了以上正外部效益的內部化，得出的價格水平并未對當地電網對電價承受能力造成較大的沖擊。此外，可根據不同地區電力系統特點對模型參數進行靈活調整，增強模型自身的適應能力。

(2)綠色定價模型可在一定程度上降低水電站投資風險，但并不保證所有待開發的水電站均能獲益或維持正常運行，這符合我國有序開發水電的指導方針。

(3)雖然綠色定價模型提出了水電社會效益和環境效益的量化方法，但由于本模型主要以易操作為目的，故量化方法和采用的指標仍然有不完善的地方，如用于反映水電社會效益的裝機利用系數和單位kW造價指標偏于籠統，缺乏一定的針對性，大氣污染環境退化成本的計算缺乏足夠的數據和模型支持等。如何進一步有針對性地建立各外部效益的量化模型，是未來研究的主要方向。

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