基于容量补偿和绿电价值的水电上网电价研究——以四川省为例

何璞玉，焦 杰，王 超，隆竹寒，王 芸，张冀嫄

（国网四川省电力公司经济技术研究院，四川成都 610095）

0 引言

随着清洁低碳、安全高效现代能源建设的逐步推进，四川省基本形成了以清洁能源为主体的能源结构［1］。风电、光伏等新能源大量并网，对电网调峰、调频辅助服务要求提升［2］。四川省水资源丰富，水电装机容量占比接近80%，启停快速、调整灵活的优势提高了电网对新能源承载能力［3］。随着电力体制改革不断深入，完善水电上网电价机制有利于促进行业有效竞争，对建设电力市场具有重大意义［4，5］。

四川省水电上网电价机制经过几次重大调整，特别是针对新建水电站，现行电机机制复杂，省内上网电价中“一厂一价”和“标杆电价”并存，省外上网电价倒推得到［6，7］。由于四川省水电的特殊性，当前上网电价机制不具备完全的适用性。外送价格方面，依靠倒推方式确定水电外送价格难以准确反映市场供需，并且外送倒推价格偏低，水电合理收益难以保障［8］。文献［9］指出外送水电以比不推高落地省份的电价为原则，难以兼顾水电站建设成本。文献［10］构建了四川外送水电在受端电网接纳空间测算模型，能够有效缓解消纳和调峰矛盾。现有研究未将外送水电价格和落地省煤电价格进行对比和分析，忽略了水电外送的市场竞争力。省内价格方面，一是上网电价机制无法真实反映容量成本，对于调节能力强的水电机组，由于库容大前期建设成本高，投资回收期长，依靠单一的电量电价机制容量补偿收益来源不明晰［11］。文献［12］以西南大型水电基地为例，调研各水电站的投资、费用，测算出水电上网价格，但是价格无法反映容量成本和电量成本。文献［13］提出了水电上网电价两部制电价计算方法，容量电价包括资本收益和容量成本，电量电价包括变动成本和容量成本，将容量成本分摊至两类电价中。二是上网电价无法真实反映环境效益，水电具有排放低、污染小优势，当前上网电价机制基本属于成本电价，绿电价格被淹没［14］。文献［15］构建了水电清洁替代、二氧化碳减排效益评价模型，通过碳排放系数以及基准线法量化减排价值。文献［16］根据环境污染损失成本的思想，提出了二氧化硫、氮氧化物等污染物的价值量化方法。随着绿电交易市场扩大，水电作为典型清洁能源也将逐步进入，需要一种环境价值量化的方法测算出“绿电价格”。

上述文献对于价格机制进行深入的研究，但是由于四川水电装机占比较高，现行电价体系复杂，仍然缺少适应四川省的容量补偿机制，并且未来水电进入绿电交易市场绿电价格如何制定存在疑惑。在上述研究基础上，梳理四川省水电上网电价机制，分析存在问题并提出针对性的解决方案，构建外送水电竞争力分析模型以及水电上网电价测算模型，为评估水电外送竞争力、设计容量补偿机制、量化低碳减排价值提供参考，对促进水电行业健康有序发展具有现实意义。

1 水电发展概况

四川省水资源丰富，是西电东送的重要基地。根据来水量分为丰水期（6-10 月）、平水期（5、11 月）、枯水期（1-4、12 月），“丰余枯缺”特征明显。省内水库超过8 200 个，库容超520 亿m3，充分发挥了发电、调节、防洪、航运、灌溉、环保等多方面效益。调节能力强的水库，可实现水资源在不同时空维度的大规模转移，甚至可以将丰水年份多余水量储存以供未来枯水年份使用。

水电机组可以利用水资源进行发电，具有规模大、成本低、可调节、低排放的优势。截至2021 年10 月，四川水电装机超过8 500 万kW，平均利用小时保持在4 000 以上，主要分布于岷江、雅砻江、嘉陵江、金沙江、大渡河五大水系［17］，具体分布情况如图1。2021 年夏季和冬季典型日四川水电的出力曲线如图2。夏季水电功率较高，最高可达36 994 MW，冬季水电功率较低，最低为11 305 MW。无论丰水期还是枯水期，水电夜间出力均有所下降，主要是因为23∶00 至次日6∶00 电网负荷较低。由此可以看出，水电具有充裕的调峰能力。

图1 水电装机具体分布Fig.1 Specific distribution of hydropower installed

图2 夏季和冬季典型日水电出力曲线Fig.2 Typical daily hydropower output curve in summer and winter

四川水电不仅供应省内电力负荷，而且可以外送，实现清洁能源在全国范围内优化配置。截止2021 年12 月，已建成“五直八交”外送通道，受端地区包括江苏、上海、浙江、江西、重庆等多个地区［18］。水电外送减少了其他地区二氧化碳排放，对于西电东送战略的实施具有重大意义。

2 水电价格机制现状及解决方案

2.1 水电上网电价机制

四川省水电价格机制演变脉络为：“一厂一价”→“统一标杆”→“一厂一价”→“分类标杆”→“税率调减”，如图3。

2004年以前，水电上网电价基本是“一厂一价”。有两种核定办法，分别是“还本付息电价”法和“经营期电价”法。

2004 年6 月，水电上网电价调整为“统一标杆”。国家发改委发布《关于疏导华中电网电价矛盾有关问题的通知》，规定四川省内新建水电标杆电价为0.28 元∕kWh，核定发电利用小时3 700，超出部分价格为0.19 元∕kWh。并对已投产水电企业上网电价进行调整，绘制如图4 的价格频数分布直方图。27 个水电厂中已有8个水电厂上网电价已经调整为统一标杆电价0.28元∕kWh，共有19 个水电厂上网电价位于［0.25，0.3］元∕kWh 区间内，其他水电站的上网电价位于标杆上网电价的两侧。

图4 水电上网电价频数分布直方图Fig.4 Histogram of frequency distribution of hydropower feed-in tariff

2009 年11 月，由于统一标杆电价不能满足各类电站定价需求，甚至出现亏损等问题，新建水电恢复“一厂一价”模式。

2014 年1 月，水电上网电价调整为“分类标杆”。国家发改委发布《关于完善水电上网电价形成机制的通知》，可按照调节性能实行分类标杆电价。次年，四川省新建水电执行分类标杆电价，按照调节性能分为径流式、季调节、年或者多年调节三档。外送价格按照协商落地价格扣减输配电价核定。

2019 年5 月，水电上网电价增值税率调减，由17%调整为13%，调整后的水电上网电价频数分布如图2。根据2019 年6月底公布的四川省水电上网电价，共有264个水电站，多数水电站价格位于0.3 元∕kWh 左侧。其中价格为0.278 2 元∕kWh 水电站数量高达136 个，其17%增值税价格应为0.288 元∕kWh，即2009 年新投产的水电站审批的临时上网电价。其中价格为0.297 4 元∕kWh 水电站数量为70 个，即最新径流式分类标杆电价。

图5 调整后的水电上网电价频数分布直方图Fig.5 Histogram of frequency distribution of adjusted hydropower feed-in tariff

当前，四川省水电多种上网电价机制并存，主要有3 种：根据“还本付息电价”法或“经营期电价”法核定的“一厂一价”机制，不同调节性能的“分类标杆”电价机制，协商落地价格扣减输配电价的外送价格。各种电价机制的侧重点如表1。

表1 各种电价机制侧重点Tab.1 Key points of various electricity price mechanisms

虽然多种机制并存导致当前电价体系较为复杂，造成了价格的差异，但是各种机制存续都是必要的。多种并存的上网电价机制不仅顾及水电站在建设时间、开发难度、造成成本、来水流量、调节能力、增值税率等方面存在诸多差异，保障了投资建设成本回收，同时又能提供经济信号，促进水电站之前的有效竞争。

2.2 水电上网电价存在问题

当前四川省水电上网电价仍然存在以下问题：

（1）外送协商价格倒推出上网电价偏低。倒推价格主要考虑受端地区用电成本，提高落地端对于外送水电的积极性，扩大水电市场竞争力，推动西电东送战略实施。但参与市场外送后，合理收益难以保障。通常外送水电落地价格低于受端煤电价格，再扣减输配电价和线损后，上网电价进一步缩减。

（2）还本付息和经营期后的水电价格缺乏调整机制。还本付息期一般为20 年，经营期一般为30 年，水电全寿命周期长远，当前存在已经超过或者即将超过上述期限的水电站，其上网电价的调整机制尚不明确。

（3）分类标杆电价仍无法真正反映容量成本。虽然最新分类标杆电价根据调节性能将上网电价划分为三档，调节能力强的水电机组标杆上网电价高于调节能力弱的水电机组。但是同档内水电机组成本差异无法体现，并且仍然是单一电能量价格机制。

（4）水电作为清洁能源，环境效益在电价中体现不充分。风电、光伏早期受补贴、绿证交易等优惠政策扶持，同比之下，水电环境效益也非常明显，能够减少二氧化碳、二氧化硫等污染物排放，但环境价值没有直观在价格体系中体现。目前来看，绿电交易市场受益主体主要为风电和光伏，后续可能扩大至水电。

2.3 解决方案

针对上述问题，拟解决方案如下：

（1）将落地省份煤电基准价倒推扣减输配电价，得到的计算结果与水电上网电价相比，明确水电在不同受端地区获利空间。

（2）对于早期已经基本完成投资回收的水电站，发电成本仅是变动成本，需要下调上网电价。同时，为了体现出不同调节能力的水电机组差异，可参照现行分类标杆电价理念设计上网价格调整机制，不再进行具体介绍。

（3）当前我国电力市场处于初级建设阶段，市场化程度不足，容量补偿机制更适合当前发展需要，即在当前价格机制上对容量给予一定补偿。未来，随着市场完善，可逐渐探索两部制电价机制，即“电量电价+容量电价”。

（4）水电属于清洁能源，对于四川和全国环境效益均有贡献。其价格不仅远低于其他可再生能源发电价格，同时也低于环境污染较大的火电价格（0.401 2 元∕kWh）。可参照火电定价机制（含脱硫脱硝），将环境价值嵌入电价机制中。

3 水电上网电价测算模型

根据四川省当前水电价格机制现状及解决方案，通过落地省煤电基准价倒推扣减输配电价，分析外送水电竞争力，并建立了容量补偿和绿电价值的电价测算模型。

3.1 外送竞争力分析

通过专项输配电工程外送水电的用电价格为：

为了分析四川省水电外送竞争力，将落地省煤电价格与水电进行比较。落地省煤电用电价格为：

由于外送来水电和落地省内煤电同样需要支付省级电网输配电价与政府基金及附加，因此在计算时可以将式（1）和式（2）中的后两项消去进行比较，如下：

式中：ΔPuse表示外送水电和落地省煤电的用电价格差距。当ΔPuse<0 时，外送水电具备竞争力，并且ΔPuse越小市场空间越大，但合理收益难以保障。式（3）可变形为：

式（4）实际意义为，当水电外送上网电价低于受端地区火电基准价扣减输配电及损耗价格时，才更容易被受端地区接受。

3.2 基于容量补偿的电价测算模型

两部制电价是容量补偿的有效方式之一。根据固定成本和变动成本的构成方式，可将上网电价分解为容量电价和电量电价。虽然一部制电价结算方便、执行简单，但是无法合理衡量水电站调峰、备用等调节价值。相比之下，两部制电价优势更加明显，能够激励水电站建设成本和运行成本的双重竞争，合理反映水电站对电力系统产出价值。

在测算两部制电价时，水电机组的固定成本一般通过容量电价补偿。但是水电与火电不同，固定成本占比较大，为了避免固定成本过度回收引起的不公平竞争，水电站的固定成本不应该全部通过容量电价回收，这样能够促进水电企业公平竞争。因此，水电容量电价涵盖资本费用、一定比例的固定运行维护费用、一定比例资本收益，电量电价涵盖剩余部分的固定运行维护费用、剩余部分的资本收益、全部变动运行维护费用。

（1）容量电价。

容量费用可表示为：

容量电价可表示为：

式中：PCapacity表示容量电价；表示可用容量。

（2）电量电价。

电量电费可表示为：

式中：CElectricity表示电量费用；表示水资源费；表示水库基金费。

电量电价可表示为：

式中：PCapacity表示容量电价；表示计划上网电量。

（3）比例系数。由水电的利用小时、负荷率等确定。如果利用小时多，不仅能提供电力又可以提供电量，这种情况下可适当减小，因为大部分的运维成本可从电量电价回收。反之，如果水电机组主要参加调峰服务，导致利用小时下降，可增大，这样能够保证成本收回。

为防止水电站不发电仍有较大利润的现象，需要将设置为0 ≤<0.5。这两个比例系数应按照水电行业发展状况滚动修编调整。

3.3 基于绿电价值的电价测算模型

随着绿色电力交易试点的启动，风电、光伏等新能源环境价值不再被掩盖，未来将扩大至水电。ACM0002方法是在测算清洁能源减排中应用广泛［19］。

（1）二氧化碳减排效益。

电网基准排放量为：

式中：BEy为基准排放量；EGy为y年该水电项目上网电量；CM为水电项目所在电网排放因子；OM为单位电量碳排放因子；BM为单位容量碳排放因子。

水电站二氧化碳排放量为：

式中，PEy表示第y年二氧化碳排放量；ϖ为水电容量与水库表面积比，当超出10时，可以忽略不计。

水电站二氧化碳减排量为：

式中：ERy为碳减排量。

水电站二氧化碳减排效益为：

单位电量二氧化碳减排价值为：

（2）其他污染物减排效益。碳交易价格可以从碳交易市场获取，二氧化硫、氮氧化物、烟尘污染没有形成成熟的市场交易体系，环境退化成本法提供一种量化途径［20］。选定某污染物1 kg污染量为标准，如果0.95 kg二氧化硫的污染量与1 kg该污染物相等，则其当量值是0.95 kg。污染物的污染当量数为：

式中：Ap，i为污染 物i污染当量数；Qi为排放量；Wi为污染当量值。

以二氧化硫为例，退化成本为：

式中：ECy为退化成本；为污染当量数；为氮氧化物的污染当量数；Ap，烟尘为烟尘的污染当量数。

单位二氧化硫排放退化成本：

二氧化硫减排效益为：

式中：BSO2，y为二氧化硫的减排效益；RSO2，y为水电站减少的二氧化硫排放量。

单位电量二氧化硫减排价值为：

式中：PCO2为单位电量二氧化硫减排价值；Qy为第y年上网电量。同理，计算出单位电量氮氧化物减排效益和烟尘减排效益P烟尘。

综上，水电单位上网电量减排效益为：

4 算例分析

为了验证水电上网电价测算模型的有效性，在分析四川省外送水电竞争力基础上，测算了上网电价。

4.1 外送竞争力分析

算例一用于分析四川省外送水电竞争力。送出端省内输电价格按0.06 元∕kWh（含税含线损）计算。受端地区选择上海市、江苏省、浙江省、陕西省，各省煤电基准价格、跨省跨区专项工程输配电价格及线损如表2。煤电基准价格由发改委政务公开的信息栏查询，跨省跨区专项工程输配电价格及线损以《国家发展改革委关于降低一般工商业电价的通知》中的附件为准。

表2 各省煤电基准价格、跨省专项工程输配电价格及线损Tab.2 Benchmark prices of coal-power，transmission and distribution prices of cross-provincial special projects and line losses

根据水电外送竞争力分析模型，受端地区火电基准价扣减输配电及损耗价格，倒推出价格如图6，图6 中三条横线表示分类标杆电价。

图6 受端地区火电倒推价Fig.6 Inverted price of thermal power in the receiving end

从图6 可知，水电在落地省份竞争力由高到低依次为浙江省、上海市、江苏省、陕西省。但是，陕西省火电倒推价格比径流式水电0.297 4 元∕kWh 还要低，意味着四川水电外送出价格可能比省内最低分类标杆电价还要低。

4.2 两部制电价测算

算例二用于水电两部制电价测算。以位于四川省某大型水电站为例测算容量电价和电量电价。电站装机容量200 万kW，属年调节电站，电站开发任务以发电为主，兼顾防洪。该电站2013 年截流，2019 年底第一台机组投产发电，2020 年机组全部投产，多年平均年发电量约724 360 万kWh（厂用电率取1%）。

电站工程总投资为3 979 679.4 万元，资本金按总投资的20%计，为796 135.9 万元，其余资金从银行借款，借款年利率采用6.25%。厂用电率1%。材料费为3 元∕kW。保险费占总投资0.5%。水库基金费为0.008 元∕kWh。水资源费为0.005 元∕kWh。工资定额为1 252万元，附加为63%。经营期取30 a。其他费用为25 元∕kW。值税税率为13%，销售税金附加以增值税税额为计算基数。城市维护建设税税率、教育附加税税率分别为7%，3%。企业所得税率为25%。

当和均取0.3 时，根据上述参数，计算水电站年运营成本。

进一步，计算得到容量电价为89.07 元∕（kW·月），电量电价为0.108 元∕kWh。水电站上网电价执行两部制电价，将折旧费用和财务费用纳入容量电费计算，容量电费将占主要部分，电量电费占比较小。这由水电项目的资金大、运营期长、资金压力大、运行成本低等特征决定。

图7是不同分配系数下容量电费和电量电费，可以看出，随着分配系数的增加，容量电费上升，电量电费下降。在实际中，可以应用本文提出的方法进行测算，根据不同市场环境及行业要求，设置不同的分配系数。

图7 不同分配系数下容量电费和电量电费Fig.7 Capacity tariff and electricity tariff with different allocation coefficients

4.3 绿电价值测算

以上述电站为例，测算清洁能源价格。水库面积为30 km2，为66 W∕m3。电网基准排放量来源于国家发改委公布的华电电网基准碳排放数据。经过计算，该水电站年均二氧化碳减排量为620 万t。

根据2021年全国碳排放权交易市场的交易结果，取成交最低价格20 元∕t，由此可得到该水电站二氧化碳年减排效益为10 698.1 万元，单位电量减排效益为0.014 7 元∕kWh，也就是二氧化碳价格。

根据国家统计局废气污染排放数据，2020 年，全国二氧化硫排放量为318.2 万t，氮氧化物排放量为1 181.7 万t，烟尘排放量为496.3 万t，大气污染造成的环境退化成本约为750 亿元。计算结果如表4。

表4 主要大气污染物污染当量值及当量数 kgTab.4 Pollution equivalent value and equivalent number of main air pollutants

进一步计算单位环境退化成本，见表5。

表5 单位环境退化成本 元∕tTab.5 Unit environmental degradation cost

进一步计算每吨煤的污染物排放量，见表6。

表6 一吨煤污染物排放量 kg∕tTab.6 Pollutant emission per ton of coal

火电煤耗为0.315 kg∕kWh，该水电站每年约减少228.2 万t煤炭的使用，二氧化硫、氮氧化物、烟尘的减排量为2.92、2.07、0.09 万t，相应减排效益为13 553.8、9 614.7、184.6 万元，单位上网电量对应环境价值分别为0.016 1、0.011 4、0.000 2 元∕kWh。

综上，根据上述计算，水电单位上网电量减排效益0.042 5元∕kWh。水电将作为清洁能源，未来也可以逐步进入绿电交易市场，可应用本文所提方法制定水电的“绿电价格”。

5 结论

四川省是国家西电东送战略的重要能源基地，近年来水电发展迅速，对于构建新型电力系统、促进新能源快速发展具有重大意义。但是，当前水电上网电价机制仍不健全，在分析水电外送竞争力基础上，考虑容量补偿和绿电价值构建上网电价测算模型，经过算例分析得到以下结论。

（1）运用水电外送竞争力分析模型，将落地省煤电价格扣减输配电价，将其与水电上网电价相比，由高到低依次为浙江省、上海市、江苏省、陕西省。

（2）基于容量补偿机制构建两部制电价测算模型，计算得到容量电价为89.07 元∕（kW·月），电量电价为0.108 元∕kWh。在实际中，根据不同市场环境及行业要求，可以合理调整固定运维成本在容量电价和电量电价分配系数。

（3）考虑环境价值构建绿电价格测算模型，水电可减少二氧化碳等污染物排放，经过测算，单位电量减排效益0.042 5 元∕kWh，为未来水电进入绿电交易市场提供电价依据。