水電棄水電量跨省消納的定價方法研究

張 今(浙江大學，杭州 310027)

0 引 言

棄水電量是水電機組不能按額定出力發電而損失的電量。國家可再生能源法規定，電網企業應該全額收購水電上網電量，因此在正常情況下水電棄水較少發生。但是，在電力系統中，由于水電廠來水具有較大的不確定性，當水電站來水突然增加時，如果系統不能吸納這部分富余電能(比如在豐水季節的負荷低谷時段，在火電機組最小方式運行的情況下)，將導致水電廠發生棄水。特別是對四川、湖南等水電比重較大的省份，當流域來水短時間突然增加時，富余電能有時不能完全在省內消納，需要在更大范圍內通過跨省或跨區交易來消納這部分水能資源，保證清潔能源得到充分利用。

國內學者對水電棄水問題大多集中在棄水成因分析、棄水電量的計算、水火轉換的效益分析、棄水電量應急交易機制和棄水電價等方面。文獻[1,5,6]研究了棄水電量的成因和計算方法，分析了減少棄水電量的措施，文獻[2]分析了水火轉換的效益，文獻[3]分析了水電廠棄水電價的定價方法，文獻[4,7]研究了棄水電量應急交易的模式和機制，文獻[8]提出了減少棄水的發售電雙側電價聯動的模型，文獻[9]以棄水量最小為目標，建立了水庫優化調度模型，文獻[10]提出了區域電力市場中水電參與棄水調峰損失電量的補償方法。

棄水電量的跨省消納不僅涉及水電廠，還涉及火電企業、購售電省公司等多方利益，關鍵是一個利益分配和電價設計問題。為了減少水電廠棄水，促進短期富余水電電量跨省跨區交易，有必要認真研究棄水電量跨省消納的效益和定價方法。

1 棄水電量消納原則

棄水電量消納應遵循以下原則：

(1)確保電網的安全穩定運行。

(2)充分利用水能資源，最大限度地減少水電棄水，在電網安全穩定允許的情況下，電網企業應該全額收購水電廠發電量。

(3)當富余水電在省內消納存在困難時，應該通過跨省、跨區交易，在更大范圍解決水電的消納問題。

(4)受電地區應該在充分利用輸電通道能力的前提下優先消納水電。

(5)遵循市場經濟規律，設計相應的利益分配機制，合理確定棄水電價，實現各參與方的共贏。

2 增發棄水電量的效益分析

當電網內的水電站可能出現棄水時，對系統是否吸納棄水、吸納多少，應從技術上的可行性和經濟上的合理性兩方面加以分析；只有當系統有足夠的吸納空間(火電尚未達到技術最小出力等)，同時吸納這部分棄水在經濟上是有利的(即可以增加系統的效益)，這種情況吸納棄水才有經濟意義。

在棄水狀態、系統負荷曲線(需求)以及火電開機方式或出力安排已確定的情況下，為吸納棄水電量，火電必須壓負荷或以啟停調峰的方式運行。它們的出力變動，使得吸納棄水電量前后的煤耗和發電量都會發生變化。發電企業的成本可劃分為固定成本和變動成本兩部分。其中固定成本與發電量(產量)無關，發電量的變動和煤耗的升降只影響企業的變動成本。所以減少棄水所增加的效益，是由于少發火電量節約火電廠的變動成本(主要是燃料成本)引起的。當發電量由Q2減少到Q1時，發電成本的變化是：

ΔC1=(Q2-Q1)V單位變動成本

同時，火電廠加大調峰使得煤耗上升，又會抵消一部分效益，當火電的開機率由h2減小到h1時，煤耗率由M2增加到M1，發電成本的變化是：

ΔC2=Q2(M1-M2)P煤價

ΔC=ΔC1-ΔC2

ΔC就是系統吸納棄水電量所產生的效益。當ΔC>0時，表明吸納棄水電量可以降低系統的發電成本，這時可以吸納棄水電量。

當水電站所在省無法消納其棄水電量時，可以通過跨省交易來替代其他省的火電機組。這時，由于跨省交易會使電網損耗增加，效益計算時還應該將新增效益ΔC減去電網損耗的增加。

以上是從全社會的角度來分析增發棄水電量的效益，還可以分析增發棄水電量對發電企業和電網企業經濟效益的影響。以跨省消納棄水電量為例，對水電廠而言，增發棄水電量使其擴大了市場，增加了銷售電量，而增發棄水電量的成本幾乎為零，增發棄水電量可以使水電廠獲得可觀的經濟效益。售電省公司和負責輸電的區域公司可以取得輸電費，取得一定的經濟效益。對購電省公司而言，由于水電增發棄水電量的價格低于省公司的平均購電價，因此從外省購入棄水電量可以使省公司降低購電成本，同樣也可提高購電省公司的經濟效益。對購電省電力用戶而言，省公司的購電成本最終將由用戶來承擔，由于省公司購電成本下降，也有利于降低用戶電價。

3 棄水電量的定價方法

根據電力系統的技術經濟規律和經濟學基本原理，在一定條件下，系統吸納棄水電量可增加系統的效益。而且吸納棄水電量可以充分利用清潔能源，減少火電排放，實現社會效益的最大化。減少水電站棄水的關鍵是電價，應通過價格杠桿的作用，合理分配利益，充分調動各參與方積極性，達到減少棄水、增發水電的目的。

下面針對跨省、跨區消納棄水電量，分析棄水電量的定價原則和定價方法。

3.1 定價原則

(1)利益分配機制按照先補償成本、后分配效益的順序進行。

(2)鑒于水電廠發電變動成本極少，其增發的棄水電量作“零成本”處理。

(3)如果購電省為吸納棄水電量而調減了本省火電廠發電計劃，可以對火電廠的損失給予適當補償。

(4)國網公司、區域公司和售電省公司為跨區跨省交易提供輸電服務，應對交易電量收取輸電費，輸電價可參照目前跨區跨省交易輸電價執行。

3.2 定價方法

從理論上說，如果購電省為消納外省而調減了本省火電廠的計劃發電量，造成本省火電廠的電量損失，購電省公司應該對本省火電廠進行電量補償。如果購電省消納水電量很小，而且主要是臨時性電量，不必調減火電廠發電計劃，或者省公司采用“先調減、再補足”的方式，沒有造成火電廠電量損失的，也可以不對火電廠進行電量補償。下面我們分兩種補償方式和效益分配方式，考慮3種方案分析棄水電量的定價方法。為了簡化起見，暫不考慮跨省、跨區交易可能產生的輸電損耗。

3.2.1補償火電損失(發電權交易)

方案一的主要特點是，補償本省火電廠因發電量計劃減少帶來的電量損失和煤耗損失，消納棄水電量新增效益由水電廠和購電省分配。

(1)計算購電省火電廠的補償標準。火電廠為系統消納水電較計劃少發電量后，其成本變化主要反映為一是燃料成本和其他變動成本減少(水費、脫硫成本等)，二是煤耗上升導致的變動成本增加。假設火電廠上網電價為P，ΔC1表示火電廠單位電量燃料和其他變動成本減少，ΔC2表示單位電量煤耗成本增加，那么單位電量成本減少為ΔC=ΔC1-ΔC2，火電廠少發單位電量應給予的補償標準為：

R補=P-ΔC

(2)計算新增效益。由上一節分析，不考慮輸電費時，系統單位電量新增效益為ΔC。考慮輸電費后，新增效益修正為ΔC-R，其中R為提供輸電服務的各級電網公司輸電價，包括(國網、區域、售電省公司)輸電價。

(3)分配新增效益。將系統新增效益乘以效益分配系數λ，得到水電廠售電價和購電省購電價：

P售=(ΔC-R)λ

P購=(ΔC-R)λ+R

式中：P售為水電廠銷售電價；P購為購電省購電價；λ為效益分配系數，可根據具體情況合理確定。

對水電廠而言，其增發棄水電量的成本為零，只要：

ΔC-R>0

即P售>0，水電廠增發單位電量就可以獲得效益P售。

對購電省而言，不接受水電的購電價為火電廠上網電價P，接受水電后支付的單位成本為：

R補+P購=P-ΔC+(ΔC-R)λ+R

當R補+P購

(ΔC-R)λ+R<ΔC

(ΔC-R) (1-λ)>0

購電省可以獲得正效益，上式右邊即為省公司效益。從水電廠和購電省的效益計算公式看出，兩者的效益之和恰好是系統新增效益，兩者的效益分配可以通過系數λ來調節。

(4)合理確定效益分配系數，計算購、售電價。確定效益分配系數λ，是確定售電價和購電價的關鍵因素。從理論上看，增發棄水電量產生的效益對購售雙方來說都屬于增量效益，而水電廠和購電省公司是平等的市場主體，所以效益理應在兩者間平均分配，即取λ=0.5。但是，從實際交易的角度來看，如果將效益在水電廠和購電省之間平均分配，計算得到的水電廠售電價可能大大低于政府核批的正常水電上網電價，會影響水電廠增發棄水電量的積極性。為了提高交易的可行性，可以按水電上網電價和輸配電價的比例來確定λ，比如假設政府批準的水電廠上網電價為0.4元/kWh，購電省輸配電價為0.15元/kWh，兩者之和為0.55元/kWh，那么λ=0.4/0.55=0.73，新增效益的73%由水電廠獲得。總之，確定效益分配系數時要綜合考慮政策因素和實際交易情況，提高交易的可行性，重點是確定合理的水電廠上網電價。從我國電價的實際情況看，效益分配系數的合理區間為0.5～0.8。實際交易過程中，該系數應該由購售電雙方經協商確定。

3.2.2方案二：不補償火電(外送電交易)

方案二的主要特點是，不調減火電廠發電計劃，因而不補償火電廠，消納棄水電量新增效益由水電廠和購電省分配。

(1)計算新增效益。不考慮補償火電時，新增效益為P-R。

(2)分配新增效益。將系統新增效益乘以效益分配系數λ，得到水電廠售電價和購電省購電價：

P售=(P-R)λ

P購=(P-R)λ+R

式中：P售為水電廠銷售電價；P購為購電省購電價；λ為效益分配系數，可根據具體情況合理確定。

對水電廠而言，其增發單位電量就可以獲得效益P售。對購電省而言，不接受水電的購電價為火電廠上網電價P，接受水電后支付的單位成本為P購=(P-R)λ+R，所以購電省的效益為：

(P-R) (1-λ)>0

(3)合理確定效益分配系數，計算購、售電價。與考慮補償火電廠的情況類似，確定合理的效益分配系數，計算水電廠上網電價和購電省購電價。

3.2.3方案三：僅補償火電廠的煤耗損失

方案三的主要特點是，不調減火電廠發電計劃，因而不補償火電廠的電量損失，但是為了提高交易的可行性，適當補償火電廠的煤耗損失，而且按棄水電量的購售價差等比例調整電網企業輸電價。

(1)計算購電省火電廠的補償標準。為了鼓勵火電廠參與調峰，對火電廠進行適當鼓勵，補償標準R補包括單位電量的煤耗損失成本和對火電廠的鼓勵(0.01～0.02元/kWh)。

(2)確定水電廠售電價。參考水電廠的批復電價，確定水電廠的上網電價：

P售=P

(3)根據電網企業輸電價，計算購電省購電價。根據目前電網企業跨區跨省交易中實際執行的輸電價，試算購電省的購電價：

P購=P售+R+R補

式中：R為國網、區域和省公司輸電價之和，包括購電省收取的輸電價。

(4)根據購電省標桿電價，等比例調整輸電價。比較P購和購電省的火電標桿電價，當兩者存在差異時，等比例調整國網、區域和省公司輸電價(包括購電省收取的輸電價)，使P購等于購電省火電標桿電價。

3.3 計算實例

3.3.1實例一：四川富余水電送湖北

(1)方案一：補償火電。湖北接受四川水電，省公司將優先調減煤耗最高的邊際機組的出力，假設邊際機組是30萬kW火電機組。湖北省30萬kW火電機組批復電價為0.442元，平均煤耗約340 g/kWh，假設標煤單價為600元/t，那么火電的單位燃料成本為0.204元，其他變動成本(含水費、脫硫等)按0.01元計算，煤耗上升成本為0.012元，那么火電單位成本變化ΔC為0.202元。

首先計算湖北省少發火電廠的補償標準：

R補=P-ΔC=0.24元

假設四川公司和華中公司輸電費0.03、0.024元，計算系統新增效益：

ΔC-R1-R2=0.202-0.03-0.024= 0.148元

最后，計算水電廠售電價，當假設λ=0.8時：

P售=(ΔC-R1-R2)λ=0.118元

P購=(ΔC-R1-R2)λ+R1+R2=0.172元

此時，售電水電廠獲得的效益為0.118元，購電省公司獲得的效益為0.03元。還可以假設不同的效益分配系數λ來進行比較分析，詳見表1。

表1 四川水電送湖北(補償火電，300 MW火電機組)

效益分配系數的確定可參考四川水電電價的實際情況。四川水電標桿電價為0.288元，豐水期下浮25%，為0.216元。水電廠增發棄水電量，對水電廠而言屬于增量效益，其成本可以忽略不計，因此棄水電量的上網電價應該略低于正常上網電價。又參考四川水電廠參與大用戶直購的價格(0.183 6元)，取λ=0.8比較合理，此時80%的新增效益由水電廠獲得，水電上網電價為0.174元。

(2)方案二：不補償火電。如果不補償火電，單位電量新增效益為：

P-R1-R2=0.442-0.03-0.024=0.388元

效益由水電廠和購電省分配，當分配系數λ=0.5時，此時新增效益由水電廠和購電省平分，水電上網電價為0.194元。詳見表2。

表2 四川水電送湖北(不補償火電) 元/kWh

(3)方案三：補償火電煤耗上升。僅補償火電煤耗上升成本0.012元，對火電廠鼓勵0.02元，那么對火電廠補償標準為0.032元，四川水電批復電價采用豐水期四川水電上網電價0.216元，那么水電廠售電價為：

P售=P= 0.216元

按現行電網企業輸電價(華中0.024、四川0.03、湖北0.03)，調整前購電省購電價為0.332元，低于湖北標桿電價0.425元，以這一標桿電價為目標，等比例調整電網企業輸電價，得到四川、華中、湖北公司輸電價分別為0.04、0.032、0.04元。此時，湖北公司的輸電價就是購電省公司的效益，省公司的實際購電價為0.402元。

3.3.2實例二：四川富余水電送浙江

(1)方案一：補償火電。浙江接受四川水電，浙江火電批復電價為0.446元，假設浙江標煤單價為600元/t。與跨省交易不同的是，四川水電送到浙江，國網公司和華東公司也要收取輸電費，假設國網和華東輸電價分別為0.05元和0.025元，計算過程類似計算實例一方案一?？梢缘玫剿娝驼憬膯挝浑娏啃略鲂б鏋?.073元。當取效益分配系數λ=0.8時，水電上網電價為0.058元，購電省獲得效益為0.015元。詳見表4。

(2)方案二：不補償火電。浙江接受四川水電，不考慮補償火電時，計算過程與實例一方案二類似，當效益分配系數λ=0.5時，水電上網電價為0.158元，購電省獲得效益為0.158元。詳見表5。

表3 四川水電送湖北(補償火電煤耗上升,300 MW火電機組) 元/kWh

表4 四川水電送浙江(補償火電,300 MW火電機組)

(3)方案三：補償火電煤耗上升。與實例一方案三類似，對火電廠補償標準為0.032元，水電廠售電價為0.216元，按現行電網企業輸電價，調整前購電省購電價為0.407元，低于浙江標桿電價0.446元，以這一標桿電價為目標，等比例調整電網企業輸電價，得到四川、華中、國網、華東、浙江公司輸電價分別為0.033、0.026、0.055、0.027、0.033元。此時，浙江公司的輸電價就是購電省公司的效益，省公司的實際購電價為0.412元。

表5 四川水電送浙江(不補償火電) 元/kWh

表6 四川水電送浙江(補償火電煤耗上升，300 MW火電機組) 元/kWh

3.4 電價綜合分析

(1)3個方案比較：方案一對火電廠補償標準較高，導致水電上網電價較低，實際交易(特別是跨區交易)時水電廠可能難以接受，而且采用這種方案，由于火電成本很難確定，可操作性較差。方案二和方案三都以不影響購電省火電廠發電計劃為前提，不對火電廠電量損失進行補償。方案二側重于對購電省進行鼓勵，購電省購電價較低，采用方案二時水電上網電價也比較合理。方案三側重于將購售價差在國網、區域和省公司之間等比例分享，各級電網企業利益共享，但采用方案三時，水電上網電價偏低。

(2)當水電跨地區消納量不大，且主要是臨時性電量時，可以不調整購電省火電發電計劃，或者對火電廠發電計劃進行滾動調整，這時可以不必對火電廠進行電量補償，即電價方案選用方案二或方案三。如果采用方案三，建議不要從水電批復電價中考慮對火電煤耗補償，可以讓水電執行批復電價(考慮豐枯期差異)，而從購售價差中考慮對火電煤耗補償，這樣一方面可以適當提高水電上網電價，提高水電廠積極性，另一方面也不至于使輸電價過高。

4 結 論

(1)消納水電棄水電量應遵循市場經濟規律，設計相應的利益分配機制，合理確定棄水電價，實現各參與方的共贏。

(2)利益分配機制按照先補償成本、后分配效益的順序進行。如果購電省為消納外省而調減了本省火電廠的計劃發電量，造成本省火電廠的電量損失，購電省公司應該對本省火電廠進行補償。如果購電省消納水電量很小，而且主要是臨時性電量，不必調減火電廠發電計劃，或者省公司采用“先調減、再補足”的方式，沒有造成火電廠電量損失的，也可以不對火電廠進行補償。

(3)棄水電量跨省消納的定價方法：首先計算購電省火電廠的成本變化和補償標準，然后計算增發棄水電量的新增效益，最后確定效益分配系數，在市場主體之間合理分配效益，并確定購售電價。

(4)確定效益分配系數時要綜合考慮政策因素和實際交易情況，提高交易的可行性，重點是確定合理的水電廠上網電價。效益分配系數的合理區間為0.5～0.8，實際交易過程中，該系數應該由購售電雙方經協商確定。本文提出的水電棄水電量跨省消納定價方法，有利于發揮價格杠桿的作用，調動各參與方積極性，達到充分利用清潔能源、減少火電排放、降低用戶電價的目標，實現社會效益的最大化。

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