“碳中和”背景下流域統一電價機制研究

黃婧　李繼清　龍飛雨　鄧世浪

摘要：中國現行水電電價機制呈現多樣化，“一廠一價”現象日益嚴重。通過梳理水電電價發展歷程，找出現行電價機制中被忽視的因素，包括水電外部性、梯級水電站間水力聯系等。基于此，提出了“直接成本＋正外部成本－負外部成本”的流域統一電價機制。在“碳中和”的背景下，實行流域統一電價有助于提高水資源利用率，促使水電行業融入電力現貨市場，并可為全面認識各類發電能源的效益與影響提供依據。

關 鍵 詞：流域統一電價機制； 水電外部性； 梯級水電站； 可持續發展； 碳中和； 水電行業

中圖法分類號： F426.61

文獻標志碼： A

DOI：10.16232/j.cnki.1001-4179.2023.04.006

0 引 言

2020年，中國首次提出“二氧化碳（CO2）排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”的目標。水電一直是促進中國經濟發展的重要力量，亦是可再生能源中技術成熟、運行靈活的重要組成，除具有防洪、供水、灌溉、航運和改善河流生態等綜合利用功能外，還具有帶動區域經濟發展、促進其他清潔能源高效運行、減少溫室氣體排放等效益［1-2］。中國水能資源豐富，理論開發量約6.87億kW。據《中國電力行業年度發展報告2022》［3］統計，截至2021年底，已建水電裝機容量達3.91億kW（常規3.55億kW，抽水蓄能0.36億kW），約占全國電源裝機容量的16.44%，約占全國可再生能源發電裝機容量的36.19%。從發電效益來看，2021年中國水電總發電量約1.34萬億kW·h，約占全國各類電源總發電量的15.96%，約占可再生能源發電量的49.07%，同年單位火電發電量CO2排放約828.00 g/（kW·h），相當于減排11.09億t CO2。

作為節能減排效益顯著的清潔能源，水電是支持中國達成“碳中和”目標的主力之一。從建國初期洪澇災害治理，改革開放初期緩解電力短缺，21世紀初以“西電東送”助力西部大開發，到如今構建清潔低碳、安全高效的能源體系，水電行業始終服務于中國發展戰略，與國情及發展階段相適應的電價機制也在不斷調整。同火電、風電等能源相比，水電具有前期投入大、建設工期長、運行維護成本低及生命周期可達100 a（建設期20 a、還貸期30 a、經營期可延長至50 a）的特點。在“流域、梯級、滾動、綜合”的開發模式下，新建水電站難度持續增加，梯級水電站間水力聯系卻愈發明顯［4］。因此，如何配合中國“碳中和”事業進程，完善水電電價機制，促進行業健康可持續發展值得深思。本文通過梳理水電電價機制發展歷程，定位現行電價機制忽視的關鍵因素，提出考慮水電外部性、梯級水電站間水力聯系的流域統一電價機制，可為制定適宜于中國“碳中和”發展目標的電價機制提供參考。

1 中國水電電價機制發展歷程

電價是優化市場資源配置、促進產業技術升級、完善管理體制的有效經濟杠桿［5］。隨著發展戰略調整，已投產水電站因建設時期不同實行著多樣化電價機制。整體來看，從政府定價到引入市場化競爭，中國水電電價機制發展歷程可分為指令性電價、還本付息電價、經營期電價、臨時標桿電價、標桿電價及市場出清電價6個階段，各階段核算機制見圖1。

最初，水電項目建設依賴于國家統一投資，實行指令性電價。指令性電價以保證電力生產為目的，不考慮投資收益，除農業、高耗能行業存在優惠外，全國電價基本相同。十一屆三中全會后，局部地區由指令性電價衍生出考慮來水特性和電網平穩運行需求的季節性電價與峰谷電價。1985年，國家經濟委員會等部門出臺《關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定》，對新建水電項目采用“建設期成本+經營期成本+利息+稅金+合理收益”的核算機制，形成還本付息電價。與指令性電價相比，還本付息電價考慮了水電站建設經營期的個別成本及投資合理收益，并允許電價隨燃料、運輸價格變化而調整，培育出遵循市場規律的電價機制。然而，受項目所在地區物價水平差異影響，“一廠一價”現象隨之出現。1998年，國家計劃委員會發布以經營期電價取代還本付息電價的政策，并于2001年下發《國家計委關于規范電價管理有關問題的通知》（計價格〔2001〕701號），規定水電項目按30 a經營期核定平均上網電價，除還本付息外，應考慮經營期成本及投資收益率。經營期電價采用“經營期成本+稅金+合理收益”的核算機制，降低了新建水電項目電價水平，至此中國正式形成上網電價。

2002年，國務院正式批準《電力體制改革方案》（國發〔2002〕5號），確定“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”的發展方向，并規定從國家電力系統分離、未核定上網電價的水電項目需要執行臨時上網電價。臨時上網電價采用“同時期建設的同類型技術先進水平發電機組社會平均成本（省級電網）+稅金+合理收益”的核算機制，使得省級電網內同一時期建設的水電項目趨于相同上網電價，略微緩解“一廠一價”現象。2004年，在經營期電價基礎上，國家在四川、云南等部分?。▍^）出臺標桿電價政策。標桿電價采用與臨時標桿電價一致的核算機制，顯著提升了社會發電效率，但因未考慮水電項目成本差異，使具有綜合利用功能的大型水電項目發展受限［6］。2014年，國家發改委發布《關于完善水電上網電價形成機制的通知》（發改價格〔2014〕61號），明確對同年2月1日后新投產水電項目，跨省、跨區域交易價格由供需雙方協商確定上網電價，而省內上網電價則實行標桿電價制度。2015年，國家發改委發布《關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制有關問題的通知》（發改價格〔2015〕962號），提出“西電東送”水電項目上網電價采用受端倒推電價。

2016年起，國家陸續批復了云南、貴州省等22個電力綜合改革試點，至此，中國水電電價引入市場化競爭，形成市場出清電價。市場出清電價指競爭定價的電力市場中，能達到市場供需平衡的價格水平，主要核算機制有［7］：① 統一出清（Market Clearing Price，MCP），參與競價上網的機組統一依據市場邊際電價結算；② 報價結算（Pay as Bid，PAB），參與競價上網的機組按各自報價結算。通常，PAB能有效抑制上網電價波動，但市場邊際電價高于MCP；MCP則具有較高的市場調控性，可激勵水電站主動降低報價［8］。市場出清電價使得各?。▍^）執行核定電價電量及電價逐步降低，但受梯級水電站間水力聯系、水電項目外部性的綜合影響，水電站與電網、送端與受端之間出現利益分配不合理的矛盾［9］。

2 現行水電電價機制存在的問題

中國水電電價處于由政府定價向市場化競爭過渡階段，但水電項目建設投產工作

推進速度整體已呈現出放緩趨勢。究其原因，一是常規水電受地理、移民、環保、物價等因素影響，開發難度與建設成本不斷增加，致使社會投資積極性降低；二是已核準開發項目多采用還本付息電價，“一廠一價”阻礙了水電站綜合利用與統一管理，弱化了水電電力市場競爭力。

在“碳中和”背景下，水電作為能源革命的重要力量，尋求促使行業健康可持續發展的電價機制勢在必行。鄭正等［5］指出現行上網電價不具備反映水電外部性（節能減排、輔助服務價值等）的能力，建議將輔助服務價值納入電價機制。陳鄭波等［10］認為現行水電電價機制缺乏帶動水電站參與調峰、調頻等電網輔助服務積極性的激勵和保障措施。劉剛等［11］結合現階段水電開發、運行需求，提出實施流域統一電價，提高中國電力消納水平的行業發展方向。綜上所述，現行水電電價機制主要存在忽視水力發電外部性和梯級水電站間水力聯系兩個問題。

2.1 忽視水力發電外部性

外部性源于1890年馬歇爾發表的《經濟學原理》，旨在為決策者提供量化生產活動溢出效益及客觀正確認識各項生產活動的途徑［12］。20世紀，庇古在《福利經濟學》中，將外部性進一步拓展為“內部不經濟”和“外部不經濟”，并借助邊際分析法優化配置社會資源，提出邊際社會凈產值和邊際私人凈產值，進而形成外部性理論［13］。同期，科斯在《社會成本問題》中，從交易費用角度深化了外部性、帕累托改進和社會福利的關系［14］。

綜合相關文獻，水電外部性指項目對他人和社會造成的非市場化影響。根據影響的積極或消極作用，可將“項目使他人或群體受益，但受益者沒有支付相應的價值”定義為正外部性；反之，將“項目使他人或群體受損，但沒有承擔相應的成本”定義為負外部性。水電項目具有節能減排、電網輔助服務等正外部性［14-15］，以及建設移民、生態影響等負外部性［1，13］。然而，現行電價機制僅反映出項目建設及經營期直接成本，未考慮輔助服務價值及生態影響［16］。

2.2 忽視梯級水電站水力聯系

梯級水電站間存在著一定的水力聯系，如庫容補償、回水頂托等，是至關重要的調度管理環節［17-18］。為改善水資源時空分布不均問題，中國各大流域已基本形成梯級開發格局，上游水庫泄流會直接影響下游水庫來水。然而，現行水電電價中雖有關注來水特性的豐枯電價（見圖1），卻未將梯級水電站間水力聯系納入在內。廖庭庭［19］認為梯級水電站間水力聯系，是決定流域防洪安全及興利調度效果的關鍵。Sun等［20］分析發現基于水力聯系，對梯級水電站實行統一調度，可以提高流域水資源利用率，實現綜合效益最大化。

現行水電上網電價普遍面臨“一廠一價”問題，市場化競爭易使涉及多業主單位的水電項目向非合作方向發展，讓資源集中于水資源豐富的經營期電站，不利于水電行業發揮防洪、供水、航運等綜合利用功能。基于梯級水電站間水力聯系，推廣流域統一調度與制定流域統一電價相輔相成，是完善行業管理機制、增加電力市場競爭能力的有效措施。

3 流域統一電價機制研究

為促進“碳中和”背景下水電行業的健康可持續發展，本文建議將水電外部性、梯級水電站間水力聯系納入電價機制，借助外部性理論、碳足跡理論、市場出清模型及建設經營期直接成本核算明細，形成“直接成本＋正外部成本－負外部成本”的流域統一電價（稅金及合理收益計入直接成本），主要內容及計算方法如下。

3.1 直接成本

梯級水電采用滾動開發模式，同一流域兼具還貸期與經營期的水電站。參考現行還本付息電價，將勘探選址、招標設計、移民安置及工程施工歸為建設期成本核算內容；將發電成本（折舊費、大修費、材料費、水庫維護費、公路維護費、工程保險費、人員工資福利、其他費用）、財務費用及發電稅金（增值稅、所得稅、城建稅、教育附加稅、公益金、公積金、水資源費等）歸為經營期成本，見式（1）。現行經營期電價主要依據核算期現金流入額、現金流出額及內部收益率計算，見式（2）。依據流域內各個水電站建設進度、運行階段對上述核算項目進行加權平均，即可得到流域統一電價“直接成本”。

式中：t為電價核算年份，現行經營期電價設定水電站使用壽命定義為30 a。

3.2 正外部成本

水電正外部性主要體現在防洪效益、航運效益、社會效益及電網輔助服務價值4個方面［1，7，13］。其中，社會效益及電網輔助服務價值屬于量化難點。防洪效益指水電項目通過工程措施和非工程措施，減輕或避免的洪災損失，常用量化方法包括頻率法、長系列法、保險費用法、最優等效替代法等［21-22］。

參考SL 72-2013《水利建設項目經濟評價規范》，航運效益可采用對比法或最優等效替代法計算［13，18］。對于社會效益，因其牽涉面廣、數據獲取難度較高，多依據項目繳納稅金進行簡化評估［1］。

水電項目具有調峰、調頻、調相、容量備用等電網輔助服務價值。在中國當前電力現貨市場中，常以購電成本最小或社會清潔福利最大為優化目標，以系統功率、能量輸入、機組運行、線路傳輸、負荷波動等為約束條件，構建市場出清模型核算項目電網輔助價值［23-24］，優化目標見式（3）與式（4）。

minC總=C運行+C啟動+C輸配? （3）

式中：C總為總購電成本；C運行，C啟動分別為發電能源的運行成本和啟動成本；C輸配為電網輸配電成本。

maxW總=W生產+W用戶－W環境 （4）

式中：W總為社會清潔福利；W生產為發電能源生產者凈收益；W用戶為用戶凈收益；W環境為系統運行環境價值成本。

電網輔助服務價值應包含在C運行，C啟動及W生產中，主要依據油耗量、備用容量等成本指標量化評估［15，24］。為全面認識各類發電能源輔助服務質量，建議將指令響應時間、調節速率、調節誤差等服務質量評價指標納入市場出清模型［25］，各代表性指標計算公式見表1。

3.3 負外部成本

水電負外部性主要包括水能資源價值、土地代際損失、居民無形損失及生態環境影響［13］。其中，水能資源價值可依據發電能源最優替代類型的市場電價（完全競爭市場）或全成本同基于成本加成法核算的落地電價之差進行量化［26］；土地代際損失則等于基準年土地產值與適當折現率的乘積；居民無形損失可采用人均凈收入量化［27］。雖然，水電屬于清潔能源，但其生態影響具有一定的復雜性。建設水電項目會改變河流天然水文情勢，影響水系連通性及泥沙運移規律，引起庫區及周邊局部氣候變化，造成生態系統物種更替［28］。但上述生態負面影響會隨著調度運行方式調整得到緩解或修復，長期來看，整體為CO2排放量先增后減的過程［29-30］。為衡量各類發電能源的生態影響，建議借助碳足跡理論核算各水電項目在規劃設計、建設施工、經營維護及報廢拆除4個階段的碳排放量［31-32］?，F行碳排放費用核算方法包括實測法、投入產出法、生命周期分析法、排放系數法等［33-34］，參考碳交易市場中碳排放權價格可將碳排放量貨幣化，再通過加權平均分攤至電價，形成流域統一電價“負外部成本”，各階段具體核算內容見表2。

流域統一電價機制由直接成本、正外部性及負外部性3部分組成，主要內容及關系見圖2。正負外部成本與電力市場、水電站日發電量息息相關，因此，流域統一電價應建立在梯級水電站聯合調度、補償發電量及輔助服務價值分攤機制的基礎上。隨電力現貨市場發展，以天、小時或更短時段為單位構建市場出清電價模型，水電項目輔助服務價值的核算與分攤應與其相適應。此外，水電項目開發往往涉及多家業主單位，基于合作博弈論建立有效的補償效益量化與分攤機制，是實行流域同一電價機制的基礎。

4 實行流域統一電價的必要性

4.1 客觀全面認識各類能源的途徑

西南地區水能資源富集，而能源消費多集中于中部與東部，能源稟賦與消費不匹配意味著中國必須開展“西電東送”。以金沙江下游白鶴灘水電站為例，送電容量1 600萬kW時，其在華中電網落地電價為0.47元/（kW·h）。對比《關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號）等文件發布的上網標桿電價，同期華中地區煤炭與陸上風電平均上網電價分別為0.41，0.47元/（kW·h）。現行電價機制下，新建水電項目電力市場競爭力不足。

2010年，三峽工程年發電量為843.7億kW·h，鄭騰飛［13］從防洪、電網輔助服務、航運、生態、旅游間接與公共6方面核算出其創造的正外部效益達440.47億元；而在水能資源、土地代際與居民無形損失3方面造成的負外部損失約87.04億元。單位正外部效益約為0.52元/（kW·h），單位負外部效益約為0.10元/（kW·h），前者約為后者的5倍。流域統一電價機制為公眾全面認識各類能源在經濟、社會與生態方面的影響提供了途徑，協助公眾走出僅憑直接經濟價值決定投資或消費的窘境。

4.2 構建清潔低碳能源體系的基石

中國水電開發整體呈“先近后遠、先易后難”特點，經濟指標較好的電站基本已建成投產。經概算，現階段主要流域待開發水電站平均單位千瓦投資將達21 000元/kW，為2011～2018年間投產水電站的2倍。同期火電、陸上風電、海上風電、太陽能與核電的平均單位千瓦投資分別為4 000，7 000，15 000，5 000，15 000元/kW，與其他能源相比，新建水電項目投資積極性不足。

2020年起，清潔能源成為中國能源增量主體，非化石能源占能源消費總量的15%?！赌茉瓷a和消費革命戰略（2016～2030）》則明確提出，2050年中國非化石能源占比將超過50%。水電作為技術最成熟、電網吸納最現實的非化石能源，具有分布廣、開發潛力大、清潔可持續利用的特點，是保障中國能源安全的首選。然而，受限于建設周期長、前期投入大、經營期成本低，新老水電項目運營成本差異巨大。以兩河口水電站為例，按資本金內部收益率8%測算，還貸期上網電價為0.63元/（kW·h），而經營期運營成本電價可降低至0.14元/（kW·h），兩者存在近3.5倍的超額利潤。

假定流域內有6座與兩河口相同規模的水電站，其中2座為新建項目，采用加權平均法核算流域統一電價“直接成本”為0.30元/（kW·h）。三峽工程裝機容量22 500 MW、總庫容393億m3；兩河口水電站裝機容量3 000 MW、總庫容107.67億m3。參照總庫容粗略折算［13］正負外部效益，得兩者分別為0.14，0.03元/（kW·h）。最終，核算出6座水庫流域統一電價為0.41元/（kW·h）。流域統一電價相當于將經營期水電站超額利潤轉移至新建項目，以減輕其經濟壓力，增加水電電力市場競爭力，促進行業良性發展。

5 結 語

在“碳中和”背景下，本文建議將水電外部性及梯級水電站間水力聯系納入電價機制。量化項目正負外部成本是公平合理對比各類發電能源的基礎，有助于公眾全面衡量項目經濟、社會及生態效益。此外，梯級水電站間存在著不可忽視的水力聯系，長久以來，“一廠一價”現象困擾著中國梯級水電站開展聯合調度與參與電力市場競爭，流域統一電價機制則與兩者相輔相成。

受作者認知水平限制，因電網屬于水電正外部性（輔助服務）受益方，正外部成本全部由用電戶承擔或用電戶與電網共同分攤，可在完善電網輔助服務市場的基礎上進一步探究。中國對于清潔能源有一定的補助政策，如可再生能源配額制、綠色證書等，針對水電的節能減排作用，同樣可由國家通過稅收減免、建設基金、科研投入、折舊補貼、優惠還貸等途徑進行分攤。在中國基本完成梯級開發格局，努力達成“碳中和”目標的背景下，將水電項目外部性及梯級水電站間水力聯系納入電價機制，實行流域統一電價能有效促進水電行業健康可持續發展。

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（編輯：黃文晉）

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：國家重點研發計劃項目（2016YFC0402208，2016YFC0401903，2017YFC0405900）；國家自然科學基金項目（52179014，51641901）

作者簡介：黃 婧，女，博士研究生，主要從事水電電價機制、洪水資源化利用方面的研究。E-mail：jinghuang23@163.com

通信作者：李繼清，女，教授，博士生導師，博士，主要從事水文學及水資源方面的研究。E-mail：jqli6688@163.com