跨國直流輸電工程經濟評價及風險防范研究

翟繪景，樊海榮，耿慶申

(1.山東電力工程咨詢院有限公司,山東 濟南　250013；2.國家電網公司山東省電力公司,山東 濟南　250001)

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跨國直流輸電工程經濟評價及風險防范研究

翟繪景1，樊海榮2，耿慶申1

(1.山東電力工程咨詢院有限公司,山東 濟南250013；2.國家電網公司山東省電力公司,山東 濟南250001)

摘要：“一帶一路”戰略促進了中國與周邊國家資源的開發互補，文章以某跨國直流輸電工程為依托，構建出統籌煤礦模型、電站模型和輸電模型的跨國直流輸電工程經濟評價框架，并對關鍵參數的取定和潛在風險進行分析，解決了跨國直流輸電工程經濟評價的核心問題，可以為類似工程的經濟評價提供參考。

關鍵詞：跨國直流輸電；經濟評價；風險

“一帶一路”戰略、區域經濟一體化，使得通過建設跨國直流輸電工程在世界范圍內進行能源資源的優化配置成為可能，它能夠在更大范圍內實現資源共享，優勢互補。跨國直流輸電工程在促進各國能源資源開發互補、加強區域經濟合作、推動本國經濟發展、解決無電地區人口用電、改善當地民生等方面發揮重要作用，對實施“一帶一路”戰略，保障國家能源安全，具有重大戰略意義和現實意義。

跨國直流輸電工程投資巨大，其經濟評價及風險防范在項目決策中顯得尤為重要。目前，國內已建及在建直流輸電工程的經濟評價主要針對輸電工程本身，未顧及與之相關的煤礦、電站的經濟性，因此，難以判別與之關聯的整個一體化項目的經濟性大小。跨國直流輸電工程的實例較少，在有限的實際經濟評價中也往往是對輸電價格和電站電價進行簡單相加后直接與受端地區上網電價進行大小比較，容易導致評價結論偏于樂觀，引發投資風險。本文以某跨國直流輸電工程為依托，提出了跨國直流輸電工程的經濟評價框架和關鍵參數，解決了跨國直流輸電工程經濟評價的核心問題，可以為類似工程的經濟評價提供參考。

一、評價模型框架

跨國直流輸電工程是否具備經濟可行性，除了需要根據輸電工程經濟評價模型反算出可接受的輸電價格，保障輸電工程本身的經濟性外，還應顧及電站工程經濟評價模型得出的可接受的電站電價，確保最終的到網電價在受端電網具有競爭力。因此，跨國直流輸電工程經濟評價實質上為項目到網電價和受端上網電價的計算和比較，若項目到網電價小于受端上網電價，則項目有競爭力，經濟可行，反之，項目無競爭力。

(一)到網電價的計算

到網電價需要統籌煤礦、電站、輸電三個經濟評價模型的計算結果，即可接受的煤價、可接受的電站電價和可接受的輸電價格，跨國工程還需要考慮電力的進出口稅費。由于存在線路損耗，各模型對應的電量并不相等，需要根據線損公式將各模型對應的計算結果統一到到網電量，保證各電價同口徑相加。根據到網電價的形成機制和構成，可對到網電價分解如下式：

到網電價=離岸電價+進出口稅費+中國境內線損電價+中國境內輸電價格，

離岸電價=電站電價+他國境內線損電價+他國境內輸電價格，

他國境內線損電價=電站電價×他國境內線損率/(1-他國境內線損率)，

中國境內線損電價=(離岸電價+進出口稅費)×中國境內線損率/(1-中國境內線損率)。

跨國直流輸電工程跨越不同國家，各工程段需要根據工程所在國的財稅政策及進出口政策調整參數，分別計算出他國境內輸電價格和中國境內輸電價格。各國都有相應的電力進出口稅費政策，計稅方式的合理性，關系到各類電價口徑的一致性。

(二)可比較的受端上網電價

跨國直流輸電工程的電站和部分輸電工程位于他國境內，可有效緩解受端地區電力負荷壓力，減輕空氣污染，改善環境質量，一般可將受端地區的燃煤電站脫硫脫硝除塵標桿電價作為可比較的受端上網電價。

二、評價模型關鍵參數

(一)年輸送電量

年輸送電量大小取決于煤礦年產量、電站年發電量和受端地區年需求電量，并以三者中的瓶頸電量為輸送電量。輸送電量是決定項目經濟性的關鍵參數，涉及面廣，需要專門研究，可以用發電機最大負荷利用小時數表示。發電機最大負荷利用小時數確定后，就可以計算出相應的煤礦年產量、電站送出電量、到網電量等關鍵參數，確保各工程參數的一致性和匹配性。輸送電量越大，工程利用率越高，項目經濟性越明顯。

(二)基準收益率

基準收益率是可接受的最低收益率，直接決定各評價模型得出的煤價、輸電價格和電站電價的高低。根據評價角度的不同，收益率分總投資收益率、資本金收益率和投資各方收益率。收益率的類型應根據項目階段和評價深度確定。項目融資模式確定前，采用總投資收益率；項目融資模式確定后、資產處置方案確定前采用資本金收益率；項目融資模式、資產處置方案等確定后采用投資各方收益率。基準收益率需要統籌權益資金成本、債務資金成本、無風險報酬率、項目風險大小、通貨膨脹、匯率等多種因素，可與建設方協商確定。

(三)建設投資

根據資金時間價值原理，發生的成本或收益越靠前，對評價結論的影響越大。建設投資應結合設備材料采購方案和用工方案合理計列。主要設備材料采購方案一般分采用當地、中國進口和第三國進口三種方案，用工方案一般分采用當地施工隊伍、中國施工隊伍和當地中國混合用工三種方案，可結合所在國的用工政策對不同方案進行技術經濟比較后確定。

(四)建設期和運營期

煤礦、電站、輸電建設期和投產日期的協調匹配，對經濟評價結果影響較大。需要加強煤礦、電站、輸電三個不同行業工程的統籌協調，確保電站投產時，煤礦能夠出煤，輸電投產時，電站能夠發電，減少不必要的工程閑置，提高資金利用效率。一般而言，煤礦和電站分階段投運，輸電工程一次投運，導致運營初期電量較小，輸電工程利用率較低，需要協調好各年度煤礦產量、投產電站機組數和輸電電量三者之間的關系，保證資金最充分利用，最大限度提升項目經濟性。

三、工程案例

(一)工程概況

依托工程擬在他國境內建設年開采量2300萬噸的煤礦和裝機容量5280MW(8×660)的坑口電站，通過2000km直流輸電線路，實現對中國電力的大規模出口。配套的跨國直流輸電工程包括2個換流站工程、2000km直流線路工程、接地極及接地極線路工程、200km交流線路工程、光纖通信工程五個部分。經過初步比較得出兩種技術方案，方案一，±800kV，換流站雙閥廳串聯，輸送容量8000MW，6×1250導線；方案二，±660kV，輸送容量4400MW，6×720導線。方案一能夠滿足本期(8×660)和遠景電站(16×660)送電要求，方案二僅能滿足本期電站送電要求，不能滿足后續電站的開發建設運行。

(二)關鍵參數

1.輸送電量

統籌煤礦儲量、電站建設規模和受端地區年需求電量，確定本工程基準發電機最大利用小時數為6500，并根據該小時數計算出相應的煤礦年產量為2300萬噸、電站年送出電量為35449GWh，保證煤礦模型、電站模型和輸電模型關鍵參數的匹配性。

2.基準收益率

本工程處于預可研階段，融資模式及資產處置方案等尚未確定，采用總投資收益率。統籌權益資金成本、債務資金成本、無風險報酬率、項目風險大小等多種因素，按基準收益率8.0%進行煤價和電價反算。

3.建設投資

輸電工程方案一投資447180萬美元，方案二投資309581萬美元。中國境內部分按國內直流輸電工程進行投資估算。他國境內部分，稅費執行當地標準，主要設備按從中國進口計列費用，地材按采用當地材料計列費用，施工隊伍及施工機械按采用當地計列費用。煤礦工程和電站工程的建設投資，作為煤礦模型和電站模型的輸入參數，最終體現為電站上網電價。

4.建設期和運營期

煤礦和電站建設期95個月，分階段投運，輸電工程建設期36個月，一次投運，運營期均為25年。根據項目工期安排，運營期前4年，煤礦和電站均部分投產，電站發電量分別為正常年份發電量的16%、42%、67%、92%，第5年及以后正常發電。

5.稅費參數

中國境內運營直流輸電工程需要繳納的稅種主要包括增值稅稅率17%，城市維護建設稅稅率7%，教育費附加率3%，地方教育附加費率2%，企業所得稅稅率25%。另外，可抵扣的固定資產進項稅額，換流站工程按換流站投資的12%，其他工程按投資的6.8%。電力進出口稅費包括電力進口關稅0%，電力進口環節增值稅17%(考慮可能的優惠減按8.5%)。

他國境內運營直流輸電工程需要繳納的稅種主要包括增值稅稅率18%(電力出口全額退稅)、公司利潤稅稅率20%、財產稅稅率2.2%。另外，可抵扣的固定資產進項稅額，按他國境內投資的18%。

(三)電價競爭力分析

在上述基準參數下，由電站經濟評價模型得出可接受的電站上網電價，由線損電價計算公式得出他國境內線損電價和中國境內線損電價，由輸電工程經濟評價模型得出他國境內輸電價格和中國境內輸電價格，最終得到到網電價，具體如表1所示。

表1跨國直流輸電工程到網電價一覽表單位：美元/MWh

Tab.1Price for the transnational HVDC projectUnit: USD/MWh

序號項 目方案一方案二方案一-方案二1電站上網電價47.2347.2302他國境內線損電價0.300.80-0.53他國境內輸電價格4.352.991.364離岸價1+2+351.8951.020.875進出口稅費4.414.340.076中國境內線損電價2.005.48-3.487中國境內輸電價格9.396.932.468到網電價4+5+6+767.6967.76-0.079受端上網電價67.7067.70010電價差9-80.01-0.070.08

可以看出，在基準條件下，方案一到網電價較方案二低0.07美元/MWh，較受端上網電價低0.01美元/MWh，具備初步競爭力。方案一電壓等級按±800kV設計，輸電線路采用1250導線，較方案二電壓等級和導線截面明顯偏大，使得方案一線損率明顯降低，同時輸電價格明顯升高，綜合比較，方案一經濟性優于方案二。

關鍵參數敏感性分析表明，發電機最大利用小時數在5000～7000小時之間波動時，輸送電量每增加10%，到網電價下降7.8%；基準收益率每下降0.5%，到網電價下降約2.5%；建設投資每下降10%，到網電價下降約7.5%。同時測算了通貨膨脹和以美元為基準的匯率變化對項目經濟性的影響，通貨膨脹每上浮1%，到網電價上浮6.3%，可比較的受端上網電價需要考慮電價上漲因素；美元兌人民幣匯率每上浮10%，到網電價下降2.0%，可比較的受端上網電價下降9.1%，美元兌他國幣種匯率每上浮10%，到網電價下降8.0%，可比較的受端上網電價無變化。

四、主要風險因素及應對措施

通過對跨國直流輸電工程到網電價的形成機制和關鍵參數的敏感性分析，可以得出跨國直流輸電工程面臨的主要風險因素。

(一)主要風險因素

1.運營風險。項目實施及運營過程中，兩國的政治經濟條件可能發生變化，政府政策的調整或中斷，以及實際輸送電量與預期的差異，可能影響項目正常運營或盈利。

2.成本與收益的協調問題。項目的煤礦、電站及部分輸電工程位于他國境內，而電力銷售在中國境內，他國境內的噸煤成本、電站電價、輸電電價與中國境內電價調整政策的匹配性較難保證，使得項目經濟性存在一定風險。

3.通貨膨脹和匯率變化風險。項目投資、運營成本和收益涉及人民幣、美元和他國幣種等不同貨幣，各幣種間的匯率變化及兩國通貨膨脹的不同步將直接影響項目現金流量，使得項目經濟性存在一定風險。

4.建設風險。受設備及材料價格波動影響，可能造成項目的實際投資與估算投資產生一定偏差。工程采購的設備、物資數量較大，面臨集港、海運、內陸運輸等環節的程序及審批等不可控問題，可能會影響工程進度。當地勞動力質量會對項目效率和建設期造成影響。

(二)應對措施

1.加強煤礦、電站、輸電技術方案間全壽命期的經濟比選，權衡各方案的建設成本、運行成本和輸送電量收益，充分挖掘到網電價的下降空間。

2.建立本項目他國境內成本與中國境內電價政策的長期協調機制，降低項目風險性。積極爭取兩國政府關于增值稅、所得稅、財產稅、關稅、認證費等方面的優惠政策。

3.加大送端地區煤炭資源勘探力度，引導相關方進一步加快開發建設遠期電站，提高輸送電量規模，提高工程利用率。

4.在滿足強制性標準的前提下，充分利用中國在電站和特高壓建設的豐富經驗，優化設計方案，縮短建設工期，降低投資。

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(責任編輯：王荻)

Research on Economic Evaluation and Risk Prevention of Transnational HVDC Project

ZHAI Hui-jing1，FAN Hai-rong2，GENG Qing-shen1

(1.Shandong Electric Power Engineering Consulting Institute Co.,Ltd,Jinan 250013,China；2.State Grid Shandong Electric Power Company,Jinan 250001,China；)

Abstract:On the basis of a transnational HVDC project the paper，constructs economic evaluation model of transnational HVDC project.The model is established based on the mine model,power plant model and transmission model.It solves the core issues of economic evaluation of integration projects that can provide a reference for similar projects.

Key words:transnational HVDC project; economic evaluation; risk

收稿日期:2015-12-22

作者簡介：翟繪景，女，山東電力工程咨詢院有限公司工程師；樊海榮，男，國家電網公司山東省電力公司工程師；耿慶申，男，山東電力工程咨詢院有限公司工程師。

中圖分類號：F407.61

文獻標識碼：A

文章編號：1008-2603(2016)02-0023-04