中國西南水電工程經濟性及市場競爭力研究

葛懷鳳，錢鋼糧

(水電水利規劃設計總院，北京100120)

0 引 言

我國水力資源主要分布在我國西部地區，又以西南地區最為富集，其中四川、云南、西藏三省(區)技術可開量約占到全國技術可開發量的64.3%。河流水力資源的集中分布，有利于實現流域梯級滾動開發、建成大型的水電基地、充分發揮水力資源的規模效益實施“西電東送”。截止到2018年底，中國水電總裝機容量達到35 226萬kW(數據來源于2018年全國電力工業統計快報)，其中常規水電32 227萬kW，抽水蓄能電站2 999萬kW。西藏、四川和云南三省(區)的總裝機規模160萬、7 824萬、6 666萬kW，已建常規水電裝機技術可開發比例分別約為0.9%、52.8%、56.8%，水電開發潛力大，是今后我國水電開發的重點地區，同時所包括的大型流域水電基地也是我國主要的水電“西電東送”基地。

伴隨著中國水電開發逐步向西部地區轉移，受社會、環境、經濟、移民等方面影響以及影響程度的逐步加大，相應地，水電工程的投資水平也在不斷提高，為此，水電工程經濟性問題已備受國內關注，特別是外送水電工程在受電端中東部地區的市場競爭力。目前國內也開展了相關的研究，如：張棟[1]以我國±800 kV特高壓直流輸電工程造價水平為代表，研究分析西部水電開發的外送輸電成本問題，研究指出提高輸電通道的利用小時數，減少輸電成本有助于提高西部水電的市場競爭力；王娟等[2]以電站裝機2 000 MW，裝機利用小時數按4 500 h初估，分別對單位電度投資1.5、2.0、2.5、3.0、3.5、4.0、4.5元/(kW·h)方案進行測算，構建了西南水電單位電度投資與上網電價的線性關系，并以此為基礎進行了西南水電落地電價的測算分析，表明了西南水電的市場競爭力；戴麗媛等[3]針對金沙江上游7座梯級電站進行了國民經濟評價分析，并計算分析了華中電網受電區2016年～2025年增量電源的平均上網電價和邊際電源電價；嚴秉忠等[4]對金沙江上游7座梯級電站外送至華中電網的落地電價進行了估算，結果高于當地的水電、火電和風電的上網電價，高于2015年～2025年的增量電源加權上網電價0.525元/(kW·h)，并建議提高工程經濟性；翟曉東[5]分析了影響龍頭電站的投資因素，以及龍頭電站對下游梯級的補償效益，并提出了投資分攤方式。

綜合來看，現階段關于外送水電的電價分析系統研究偏少，主要集中于某一流域梯級外送的落地電價及外送輸電成本的分析。亟待全面系統地分析基于西南每個水電站的設計成果的投資水平，計算電站的上網電價及落地電價水平，并結合未來我國能源的清潔、低碳和節能減排要求，構建合理的電源對比機制以科學分析我國西南水電的開發價值和市場競爭力，對于我國能源轉型、能源結構優化、綠色低碳可持續發展提供重要的決策支持和技術支持，具有重要的現實意義。

1 西南大型水電基地水電投資水平計算分析

研究以2017年為現狀年，充分收集了金沙江(16個水電站，其中上游11個、中游4個、下游1個)、雅礱江(16個水電站，其中上游10個、中游6個)、大渡河(8個水電站)三大代表流域規劃待建共計40座水電站的投資計算成果，并進行了梳理分析。由于各水電站設計進度不同、工作深度不一，統一了投資測算的價格水平年，復核了各水電站的投資計算成果，為電站經濟性指標提供統一的比選基礎。本研究選用單位千瓦投資和單位電度投資2個主要指標來進行比較分析，西南三大代表流域規劃待開發水電站的投資指標詳見圖1所示。雅礱江流域整體投資偏高，金沙江、大渡河整體投資相對偏低。

圖1 三大代表流域規劃水電單位千萬投資和單位電度投資對比示意

雅礱江流域規劃待建電站主要集中于上、中游，上游電站投資指標偏高。最高電站單位千瓦投資為121 194元/kW，單位電度投資為26.44元/(kW·h)；最低單位千瓦投資為9 870元/kW，單位電度投資為2.16元/(kW·h)；流域平均單位千瓦投資為31 276元/kW，單位電度投資為6.66元/(kW·h)。

金沙江流域最高電站單位千瓦投資為32 753元/kW，單位電度投資為7.3元/(kW·h)；最低單位千瓦投資為8 440元/kW，單位電度投資為1.95元/(kW·h)；流域平均單位千瓦投資為16 266 元/kW，單位電度投資為3.58元/(kW·h)。

大渡河流域最高電站單位千瓦投資為23 193元/kW，單位電度投資為5.03元/(kW·h)；最低單位千瓦投資為10 718元/kW，單位電度投資為2.56元/(kW·h)；流域平均單位千瓦投資為16 267元/kW，單位電度投資為3.71元/(kW·h)。

2 西南大型水電基地外送水電電價測算分析

外送水電的電價可從2個層面去闡釋，第一個層面是流域電站的上網電價；第二層面是考慮“西電東送”遠距離的輸電成本和電價，送至受電端的落地電價，落地電價是由電站上網電價與輸電電價相加所得。本研究對金沙江、雅礱江流域規劃待開發共計32個電站的上網電價進行了逐一測算，研究暫不測算大渡河流域水電電價，其電力電量以滿足四川省本省需要為主。

水電“西電東送”充分實現了中西部經濟和能源資源優劣勢的高效互補，構建了我國西部和中部新的經濟關系和能源格局，并兼顧社會公平，促進了偏遠地區、少數民族地區、貧困地區的經濟社會發展。水電投資中含有移民脫貧致富和促進地方經濟社會發展等綜合利用的一定投入，并相應地體現到價格水平中。

水電電價測算以本次復核調整的電站投資成果為基礎，依據《建設項目經濟評價方法與參數(第三版)》[6]、《水電建設項目經濟評價規范》[7]及國家現行有關財稅制度進行測算：其中，電量均采用流域梯級聯合運行條件下的電站發電量，電站建設期按最新設計成果采用、運營期30年，資本金財務內部收益率8%，增值稅率為17%，所得稅稅率為25%。根據目前“西電東送”的有關規劃成果，金沙江、雅礱江水電規劃外送至華中電網地區、華東電網地區、南方電網地區。四大流域電站的上網電價、對應的輸電電價及落地電價測算成果詳見表1所示，其中輸電電價采用以往的規劃研究成果。

表1 水電送電至華中、南方和華東電網的電價測算結果

由于外送電源、受電端、輸電距離的不同，外送水電的落地電價具有一定的差異，外送華中電網的平均到網電價為0.472～0.646元/(kW·h)，外送南方電網的平均到網電價為0.550元/(kW·h)，外送至華東電網的到網電價為0.484元/(kW·h)。

(1)金沙江下游白鶴灘水電站，外送方案一：2回直流送華中電網，送電容量1 600萬kW，落地電價0.472元/(kW·h)；外送方案二：2回直流送華東電網，送電容量1 600萬kW，落地電價0.484元/(kW·h)。

(2)金沙江上游分2回外送，1回接續川電外送送至華中電網，外送容量500萬kW，落地電價為0.646元/(kW·h)；1回直送華中電網，外送容量844.5萬kW，落地電價為0.510元/(kW·h)。

(3)金沙江中游送至廣東省消納，落地電價0.550元/(kW·h)。

(4)雅礱江中游1回直流華中電網，送電容量1 000萬kW，落地電價0.534元/(kW·h)。

3 西南水電外送目標市場電價水平測算分析

水電是最具大規模開發的綠色清潔可再生能源，電源品質高，在電力系統中具有顯著的容量效益和電量效益，其電價一方面應充分考慮水電電源在綜合利用方面投入的合理產出，可通過投資分攤的方式或者是國家財政補貼電價等；另一方面水電發電功能部分的電價，作為清潔能力應按照考慮受電端受節能減排制約后的邊際能源電力價格，由此在一定程度上體現水電的價值。

針對西南水電外送受電端華中電網、華東電網和南方電網，按照電力發展規劃的電源建設方案，考慮增量電源的電力電量同等替代、環境保護、節能減排等原則，進行電力系統的擴展優化分析，提出西南水電可替代的電源主要包括火電(考慮節能減排要求后)、風電(含區外風電、海上風電)與抽水蓄能電站的組合等[8-10]。

3.1 考慮環境保護、節能減排制約條件下的煤電電價

煤電電價計算參數：煤電機組投資以單位千瓦投資4 000元/kW計算，工期為4年，分年投資比例分別為10%、30%、40%、20%。

增值稅率為17%，城市建設維護稅率為7%，教育費附加稅率為3%，地方教育費附加稅率為2%。所得稅稅率為25%。

燃煤火電的建設成本差異較小，影響燃煤火電經濟指標的主要因素為運行費中的燃料費(即標煤價格)。研究以裝機容量1 000 MW的燃煤火電站為代表性方案，考慮不同標煤價格，按照現行財務制度測算相應燃煤火電的上網電價水平。其中，燃煤火電站的年利用小時數按4 500 h考慮，資本金財務內部收益率同水電站的取值為8%。測算結果詳見圖2所示。

圖2 水電外送受電端標煤價格與上網電價關系

在我國社會節能減排制約要求下，采用潔凈煤發電的燃煤電站，煤價考慮因素：①考慮潔凈煤炭現行到電廠財務價格標煤約1 100元/t左右；②考慮配額制后的碳交易合理價格，100～200元/t，標煤價格約1 200～1 300元/t左右；③ 考慮碳超排的罰值為300～1 000元/t，標煤價格約1 500～2 300元/t左右；④現階段CO2壓縮回收成本太高，本研究中標煤價格暫不考慮該部分。

研究采用標煤價格1 500～1 600元/t作為邊際電源的對應煤價，相應的可比上網電價采用0.7元/(kW·h)。

3.2 水電外送受電端電網的邊際電源電價

以華中、華東、南方(廣東、廣西)電網地區的能源資源稟賦為基礎，考慮增量電源的電力電量同等替代，以及節能減排要求，研究華中電網邊際電源方案為甘肅風電+抽水蓄能、考慮碳排放制約后的燃煤電站兩種；華東電網邊際電源方案為內蒙風電+抽水蓄能、海上風電+抽水蓄能、考慮碳排放約束后的燃煤電站三種，廣東電網邊際電源方案選擇為海上風電+抽水蓄能、考慮碳排放約束后的燃煤電站兩種。

華中、華東和南方電網的邊際電源電價測算成果詳見表2，華中電網兩種邊際電源方案的上網電價分別約為0.8、0.7元/(kW·h)；華東電網三種邊際電源方案的上網電價分別約為0.75、1.1、0.7元/(kW·h)；廣東電網兩種邊際電源方案的上網電價分別約為1.1、0.7元/(kW·h)。水電外送受電端的邊際電價均以燃煤火電(煤價約1 550元/t)邊際電源方案電價為最低，受電端上網電價取用方案最小值0.7元/(kW·h)。

表2 水電外送受電端邊際電源電價測算成果

4 西南水電經濟性及市場競爭力分析

現狀條件下，華中、華東、南方(兩廣地區)的燃煤火電平均上網電價分別約為0.395 0、0.388 2、0.432 3元/kW·h，相較于受電端地區燃煤發電上網標桿電價，西南外送水電電價水平相對較高。在我國節能減排和超低碳排放要求下，外送水電落地電價均低于受電端相應電網的邊際電源上網電價0.7元/kW·h，詳見圖3～5所示。

圖3 西南水電外送至華中電網市場競爭力分析

圖4 西南水電外送至南方電網市場競爭力分析

圖5 西南水電外送至華東電網市場競爭力分析

由此可見，西南外送水電工程具有經濟可比性，具備一定的電力市場競爭力，但各流域各梯級電站的電力市場競爭力具有差異。伴隨國家對西部水電開發及電力外送等相關優惠政策的落實，西南水電開發的經濟性將日益顯現，未來會有較大的市場空間和競爭力。

5 結 論

(1)以我國水電發展潛力大的西南大型水電基地作為研究對象，收集分析各流域規劃待開發水電站的設計投資成果，并通過統一價格水平逐一修正各水電站工程投資，分析了各電站的投資指標，雅礱江流域主要是上游投資整體偏高，金沙江和大渡河投資整體相對偏低。

(2)以調整復核后的水電站投資成果及投資指標為基礎，采用水電站在梯級聯合運行條件下的發電量，按資本金內部收益率8%測算了每個水電站的上網電價，與輸電電價相加，得到了各流域外送至受電端的落地電價。外送華中電網的金沙江上游和下游、雅礱江中游水電站平均到網電價為0.472～0.646元/(kW·h)，外送南方電網的金沙江中游水電站平均到網電價為0.550元/(kW·h)，外送至華東電網的金沙江下游白鶴灘水電站到網電價為0.484元/(kW·h)。

(3)采用邊際成本、綠色低碳等合理計算西南水電受電端的電源電價水平，邊際電源方案主要包括火電(考慮節能減排要求后)、風電(含區外風電、海上風電)與抽水蓄能電站的組合等，計算分析結果表明，西南水電受電端的邊際電源上網電價為0.7元/(kW·h)。

(4)經比較分析，西南水電的落地電價均低于華中、華東、南方電網邊際電源上網電價，表明西南水電工程具有較好的經濟性，在受電端具備一定的市場競爭力。