四川水电投融资机会分析

罗 洋 涛

(中国水电顾问集团成都勘测设计研究院 水资源规划处,四川 成都 610072)

1 四川省水力资源概况与开发现状

1.1 水力资源概况

四川省境内河流众多,根据水力资源复查成果,全省水力资源理论蕴藏量 1.44亿 kW,技术可开发装机容量 1.2亿 kW,经济可开发装机容量 1.03亿kW。全省水力资源分布特点是西部地区多,东部地区少。西部地区金沙江、雅砻江、大渡河三大江河流域,规划的大中小型电站众多,尤其大型电站特别集中,可开发资源占全省的 84.5%。

1.2 四川省水电建设现状

截至 2008年底,四川电网全口径装机达到3500万 kW,其中水电装机 2224万 kW,水电开发率 18.5%。目前在建水电站装机超过 2900万kW,大部分为“三江”干流上的梯级。水电项目前期工作储备充足,除雅砻江和金沙江干流上游河段水电规划尚未完成以外,其余大中型河流基本上均已完成规划。

1.3 水电开发主要存在问题

水电作为四川省能源资源重要组成部分,近年来得到了长足发展,装机容量稳步增长,设计水平不断提高。但值得注意的是:公众对水电开发的理解和认识程度、生态环境保护、移民安置等问题又成了新形势下水电开发的主要瓶颈,具体表现在:

(1)对水电的认识有待进一步提高和统一;

(2)结构性矛盾仍然存在;

(3)支持水电开发的政策需要进一步完善;

(4)水库移民问题仍比较突出;

(5)与生态环境协调发展的问题尚需深入研究;

(6)与周边电网的联系需要加强;

(7)与地方经济社会发展的结合度需进一步增强。

1.4 水电产业在四川省国民经济发展中的作用与地位

能源是人类社会赖以生存和发展的重要物质基础,是国民经济的基础产业和战略性资源,对保障和促进经济增长与社会发展具有重要作用。同时随着社会经济的发展,人们对环境质量的要求进一步提高,为了利用可再生洁净能源,实现电力可持续发展战略和国家最大区域的资源优化配置,以及能源和电力结构的优化调整,都需要大力发展水电。

水电资源开发具有投资强度大、投资效益好、产业带动强的优势,水电项目的建设对国民经济相关行业的影响较大,尤其是在经济欠发达的地区,投资往往成为地方经济发展最直接的动因。四川省近几年工农业生产虽有很大发展,但人口众多,人均产值和产量在全国还是处于落后状况。得天独厚的水力资源开发利用程度较低,资源优势尚未转换成商品优势是影响四川国民经济可持续发展的重要因素。

根据四川能源资源的构成特点,优先大力开发水电,实现本省电力供需平衡后并形成“川电东送”格局,是四川省能源建设乃至振兴地方经济的重要途径。水电产业是四川省重点培育和发展的六大支柱产业之一,必须加快发展,尽早地建设成全国水电能源的大基地。

2 四川省水电开发规划

根据四川省水力资源开发规划原则,并考虑四川省自身的远景国民经济发展和相应的电力需求,对各水系梯级水电站开发时序进行合理安排,2010年、2015年、2020年、2025年四川省水电总装机容量将分别达到 2883万 kW、5212万 kW、6597万kW、6905万 kW(不包括金沙江干流水电)。

3 四川省电力市场分析及川电外送规划

3.1 用电现状及存在问题

随着近年来四川国民经济的快速发展和人民生活的日益改善,以及城乡电网改造产生的效益逐步显现,四川电网的供需矛盾较为突出。因此,四川省经济建设的任务艰巨,电力市场发展空间大,要在2020年达到全面小康社会对电力的需求,有必要加快电源和电网建设。

四川电网水电比重大,现有水电站中径流式水电站多,调节能力差,除宝珠寺(70万 kW)、二滩(330万 kW)、冶勒(24万 kW)、紫坪铺(76万 kW)等具有年调节能力外,其余均为仅有日周调节能力和径流式水电站,丰、枯水期出力差异大。目前,四川电网已表现出丰水期高峰时段性缺电,枯水期结构性缺电。

3.2 电力需求预测

改革开放以后,四川省长期严重缺电的局面得到了有效改善,较好地满足了经济增长和人民生活水平提高对电力的需求。四川电力在发展过程中呈现出生产规模扩大迅速、人均用电水平提高快、用电结构变化明显、供需状况大大改善的突出特点。

按照“十六大”全面建设小康社会的宏伟蓝图,四川省提出提前实现 2020年全省 GDP翻两番的经济发展目标,要求今后 20年 GDP年均增长率 8%左右。根据经济增长和用电需求的关系,结合《四川省能源第十一个五年规划及 2020年远景目标》报告,以及目前四川负荷的实际增长和发展趋势,预计2010年全社会用电量 1400亿 kW·h,最大负荷2417万 kW;2020年全社会用电量 2448亿 kW·h,最大负荷 4246万 kW。

3.3 合理的电源结构要求

四川省能源资源蕴藏量丰富,品种较为齐全,最主要的是水能及天然气,其次是煤。水能及天然气在全国能源资源构成中占有重要地位,而天然气主要用于化工、工业燃料、城镇用气,不宜大量用于发电。在四川电力系统中水电电源占据主导地位,符合四川能源资源构成的特点。

随着国民经济的发展,居民生活用电和第三产业用电比重的不断增长,用电结构发生变化,四川电网的负荷率指标逐步下降,峰谷差不断上升,对系统电源的调峰需求更为迫切。

从四川省内各河流的径流特性看,其径流特点为年际变化小、而年内分配不均匀。从总体上看,四川省水电出力将长期存在年内的丰多枯少问题。远景随着雅砻江、大渡河以及中型河流的“龙头”水库和控制性水库的相继建成投运,整个水电站群调节径流的能力将显著增强。但“龙头”水库和控制性水库的投资大,建设时间相对较长,尤其是雅砻江和大渡河上的大型水库电站,建设难度更大、建设时间更长。从时间上看,近期电网内水电径流调节能力有限,远景径流调节能力相对较好。

从四川电网安全稳定运行的要求考虑,四川省电网网内的水电比重近期宜保持在 70%左右。远景随着几大水库梯级的投产及外送和联网规模的增加,四川省水电比重可达到 80%左右。其它电源可考虑建设一定比例的煤电、气电、区外来电及核电,以补偿水电资源的不足,提高电网的供电可靠性。

为保证四川省本地区的供电,四川省电网应积极加强与重庆、华中四省、华东以及西北等周边电网的联系,在将网内丰富的水电送到能源资源欠缺地区的同时,当四川省水电群遭遇特别枯水年时得到周边电网的支持,以实现能源资源的优化配置。

3.4 川电外送规划

四川省水力资源在我国能源资源中占有重要的战略地位,根据国家西部大开发和“西电东送”的战略部署,应大力开发四川省水电,并将其纳入全国一次能源平衡之中,使四川水力资源开发利用更加合理有序,实现全国的能源资源的优化配置。

根据中国水电工程顾问集团公司组织编制完成的《四川省水电开发及外送规划报告》和《西部水电基地开发和外送能力研究报告》,四川省总的外送规模为 2500万 kW(不含金沙江干流梯级水电站),送电地区分别为重庆市、华中及华东电网,各水平年外送容量分别为:2010年 600万kW、2015年2240万 kW、2020年达到总规模 2500万 kW。另外,四川和西北电网联网可实现两网的资源互补,充分发挥其水火电站的作用。据有关规划,四川与西北电网初期交换容量(2010年水平)为 150万 kW,最终为 300万 kW(2015年始)。

4 重点项目经济分析

4.1 当前四川水电开发的背景和形势

2002年底,以“厂网分开”为主线的国家电力公司进行分拆,完成了电力体制改革的第一步。国内外资本纷纷把目光投向中国水电资源高度集中且开发潜力巨大的四川,在大渡河、雅砻江、金沙江、岷江等流域排兵布阵,其总投资额将超过 3000亿元人民币。与此同时,民营资本也逐步进入了收益稳、风险低的电力行业,经初步统计,目前投资四川在建水电项目的民营企业约 20家,涉及水电站 20余座,总装机容量 150万 kW,总投资额 90亿元。

各方“正规军”和民企的纷纷入川并极力抢占优质资源,形成了四川省迄今为止规模最大的一次水电开发浪潮。各大企业对流域开发权的“争夺”和“抢占”异常激烈,继早期流域开发历史形成的格局基本延续后,至今,在四川境内,除雅砻江流域投资主体基本稳定外,其它流域的开发权或投资主体均经历了二次甚至多次洗牌。

因此,总体来看,四川省目前的水电开发浪潮将持续高涨,对水电资源的抢夺仍将继续,当前貌似稳定的格局随时都面临着重新洗牌的可能,这样的背景对各个开发商而言,既是机遇同时又是巨大的挑战。

4.2 主要投资者及竞争势态

在四川水电开发市场中,主要投资者为国电集团、华能集团、华电集团、大唐集团、三峡集团、二滩水电开发公司、川投,以及地方电力和民营企业。

近几年四川经济发展迅速,电力需求逐年增加,同时“川电外送”是四川发展水电支柱产业的一个长期任务,水电开发前景光明。然而由于资源有限,在当前及今后新一轮电源建设高潮中,谁的电源点先上,谁就掌握了市场的主动权;谁的项目上得快、上得早、项目早得到国家的批准,谁就占得市场先机而获得丰厚收益。

4.3 水电投资收益分析

4.3.1 建设成本

从 20世纪 90年代以来陆续建成的水电站看,单位千瓦投资大多在 5000元以下,个别达到 8000元。其中 90年代后期投产的宝珠寺和二滩单位千瓦投资达 8000元以上。宝珠寺因历史原因拖的工期太长。二滩虽然施工顺利,但投资中使用了外资增加了投资,加上物价上涨因素,建设期投资利息较高,因而投资较大。21世纪以来,随着对水电开发建设作用的认识提高,逐渐开始了中小河流的流域梯级规模开发。梯级开发中首选地质条件较好、经济指标优越、交通和上网便利的电源点,总体上投资相对较小,单位千瓦投资约 5000元。但随着物价上涨、政策变化、对生态环境和移民安置要求的提高,以及资源条件(包括河流、交通、上网等)逐步变差,水电的投资增加较大,单位千瓦投资增加至 1万元左右,最高的甚至达到 2万元以上。但总体上水电的单位造价仍较其它清洁、可再生能源(如风电、太阳能等)低。

4.3.2 经营成本

水电站发电成本主要包括折旧费、修理费、保险费、职工工资及福利费、住房公积金、劳保统筹费、材料费、库区基金、水资源费、利息支出和其他费用。成本中以折旧费和利息支出两项所占比重较大,水电一旦还清借款,成本支出大为下降。发电经营成本中不包括折旧费和利息支出的全部费用。

随着物价上涨和政策变化,水电的发电单位成本在逐步升高。经初步测算,21世纪初,在四川平均水电的运行成本中单位发电成本在 0.10～0.26元/kW·h之间(还款期内),单位经营成本在 0.03～0.04元/kW·h之间;近期规划的水电站的运行成本中单位发电成本提高至 0.21～0.40元/kW·h之间(还款期内),单位经营成本在 0.04～0.07元/kW·h之间。火电发电单位成本在 0.30～0.45元/kW·h之间,燃料单位成本在 0.23～0.31元/kW·h之间。另外,随着煤炭资源的减少,火电燃料单位成本还将进一步增加,而水电运营成本相对较低且变化不大。

4.3.3 上网电价

4.3.3.1 上网电价的历史沿革

1985年前指令性的销售电价没有投资回报概念。1985年是我国电价变革具有重要意义的一年,国家出台《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》,以及以后的电价随燃运加价浮动的重要政策,鼓励地方、部门和企业投资建设电厂,投资主体多样化,由原来的单一制改为多家办电的形式。实行“新电新价”,形成了“一厂一价”。随着电力供需缓和,2001年原国家计委下发文件,将正在执行的还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价,新建电厂按经营期平均上网电价核定。

2005年 6月发改委调整电价时取消了绝大部分的计划电量和计划内电价(包括水电),全部电量采用同一核准价格,并公布了各个地区水、火电上网的标杆电价。

从现行电价的形成机制看,我国执行的电价只反映了电力生产、传输、配送等环节的直接生产成本,而没有反映对环境的影响和对资源的耗竭程度。目前,国家已开始进行电力体制以及电价的改革。

就四川省而言,2004年 6月国家发展和改革委员会发布了《关于疏导华中电网电价矛盾有关问题的通知》,决定适当调整销售电价水平,规范电价管理。对四川省为:统一核定新投产(含已投产未定价及未来投产)机组的上网电价;四川电网统一调度范围内新投产燃煤机组(含热电机组)上网电价(含税),未安装脱硫设备的分别核定为每千瓦时0.295元;安装脱硫设备的在此基础上每千瓦时提高 0.015元。四川电网统一调度范围内新投产水电机组上网电价核定为每千瓦时 0.28元(含税)。2006年 6月四川省物价局转发《国家发展改革委关于调整华中电网电价的通知》的通知规定:四川电网统一调度范围内新投产火电厂标杆上网电价,未安装脱硫设备的每千瓦时 0.3328元,安装脱硫设备的(含循环流化床机组)每千瓦时 0.3478元。水电厂标杆上网电价为每千瓦时 0.288元(含税)。对水库电站,四川省物价局同意按照对调节能力强的水电项目积极支持的原则,按经营期电价政策测算水库电站上网电价。2008年 8月四川省物价局转发《国家发展改革委关于提高火力发电企业上网电价有关问题的通知》的通知,四川电网统一调度范围内新投产燃煤电厂标杆上网电价(含税):安装脱硫设施的(含循环流化床机组)每千瓦时 0.3837元;未安装脱硫设施的每千瓦时 0.3687元。

为了运用经济手段引导电源合理开发和用户合理用电,国家计委在《国家计委关于颁布 ＜四川省电网丰枯、峰谷电价暂行规定 ＞的通知》中,提出了运用价格杠杆调节电力需求促进合理用电的方针,为电网运用市场化办法解决调峰问题提供了政策依据。四川电网从 1999年 1月起实行丰枯、峰谷浮动。根据《四川省电网丰枯、峰谷电价暂行规定》,电站按丰枯、峰谷电价计算发电收入。枯水期电价在平水期基础上上浮 50%,丰水期电价在平水期电价基础上下浮 25%;高峰时段电价在平时段电价基础上上浮 33.5%,低谷时段电价在平时段电价基础上下浮 50%。

4.3.3.2 与其它地区上网电价的比较

四川省火电标杆上网电价比最高的广东低0.1054元/kW·h,比最低的甘肃高 0.0775元/kW·h,在 16个省区中排第 10位。

四川省水电标杆上网电价 0.288元/kW·h,比最高的湖南低 0.013分/kW·h,比最低的云南高0.0664元/kW·h,在有水电标杆电价的 8个省区中排第 2位。

4.3.3.3 电价机制存在的主要问题

(1)电价形成机制未能与市场经济要求相适应。一是 “厂网分开”后未能在上网电价方面实现“竞价上网”;二是未能按电价改革方案形成输配电价格;三是销售电价分类复杂,电价结构未能反映用电负荷特性对供电成本的影响;四是尚未实施两部制电价,没有容量电价,不能真正体现反映电力系统和市场经济特点。

(2)同网同价尚未体现。一是水电和火电上网电价不同价;二是“一厂一价”和“标杆电价”造成机组之间不同价;三是城乡用电未完全同价;四是外送和内销不同价,外送省外电价低于本省内销电价。

(3)疏导电价压力大。一是在上一轮“煤电联动”尚未完全消化的情况下,本年度电煤价格又有所上升,部分火电厂现已处于亏损;二是近几年新投产机组和电网项目受三材及机电设备价格上涨、人工工资上调和征地及移民安置费用大幅增加等因素影响,建设投资增幅较大,贷款还本付息压力大,电价疏导矛盾多。

4.3.3.4 水电上网电价初步预测

油、气、水、电、煤、土地等资源定价市场化改革从 2005年年底开始提速,其中电价改革无疑是电力体制改革的重中之重。由于电力与国民经济和社会生活各个方面息息相关,牵一发而动全身,需要慎之又慎,稳妥推进。从政府宏观层面上分析,国家已将资源价格改革提上议事日程,要求加快推进能源体制改革,逐步形成能够反映资源稀缺程度、市场供求关系和污染治理成本的价格机制。

从目前的情况来看,未来市场销售电价上涨的可能性较大。一方面,我国资源价格长期以来处于低位运行状态,这间接造成了投资过热和资源浪费;另一方面,火电机组占我国电力总装机的 70%,煤炭价格变动对电力行业影响非常大。目前,国家发展改革委已经宣布放开电煤价格,电煤价格“涨”声一片,这使得电价上涨的压力骤增。加上第一次“煤电联动”还存在“欠账”,发电企业为了避免出现亏损的局面,要求实行第二次“煤电价格联动”以提高上网电价。

国家已经把“建设资源节约型、环境友好型社会”列入“十一五”规划,当前电价还未达到反映资源稀缺程度和污染治理成本水平,低电价不利于引导降低能源消耗,这与建设资源节约型社会是相矛盾的。通过适度上调电价,可促使企业和居民树立节约意识,提高能源使用效率。

越演越烈的能源短缺及可持续发展观的确立,使国家高度重视节能与可再生能源的开发,对电价主管部门而言,将电价政策调整到以可持续发展为核心目标,无疑也应是当务之急。但作为可再生能源主力军的水电,其上网电价至今仍低于同一电网的火电。另外,随着水电开发向纵深发展,后期建设的电源点经济指标已逐步下降,且水库移民投资大幅增加,水电开发建设对提高上网电价的要求将越来越强烈。据四川最新设计的水电资料显示,2015年后投产发电的水电站按全部投资财务内部收益率8%测算,其上网电价 (含税)大多数将在 0.35元/kW·h以上,远高于目前水电标杆上网电价。如果水电长期保持低电价,则后期投产发电的水电站将长期处于亏损状态,这势必影响对水电的投资。

综上所述,考虑到水电站的建设投资和运行成本均在增加,以及国家对能源(尤其是可再生能源)的需求,预计未来电价将呈现上涨趋势。但是电力是国家的基础产业,与人民生活息息相关,国家在电价的调控上极为慎重,电价不会大起大落。

4.4 不同类型电站的优劣势分析

水电站按水头集中方式、水库调节性能差异进行分类。按水头集中的方式可分为:坝式、引水式和混合式水电站。按水库调节径流的能力可分为:多年调节、年调节、季调节、周调节、日调节和无调节的径流式水电站。

引水式水电站的主要特点有:①库容小,调节性能差;②淹没损失少;③产生减脱水河段;④枢纽布置分散,不利于运行管理。坝式水电站的主要特点有:①具有日调节以上性能时,可担任电力系统的调峰、调频和备用任务,增大电站的发电效益和提高供电质量;②枢纽布置集中,便于运行管理;③无减脱水河段,相反其库区可增加河道水深,有利于通航;④水库淹没损失较大。混合式水电站特点则介于引水式和坝式之间。

为更好地分析引水式与水库水电站的经济指标优劣,对四川省内各河流上龙头水库和引水式水电站进行对比分析。结论如下:

从单位经济指标看,水库电站的单位千瓦投资介于 8533～24931元,平均为 13441元;单位电能投资介于 2.15～8.54元/kW·h,平均为 3.62元/kW·h。引水式电站单位千瓦投资介于 4725～15343元,平均为9115元;单位电能投资介于 1.07～3.85元/kW·h,平均为 2.15元/kW·h。显然,引水式电站的经济性优于水库电站。由于水库电站的水库淹没损失、工程量等均相对较大,其单位经济指标必然大于引水式电站。但水库电站在系统中一般承担调峰、调频和备用任务,且将增加下游引水式电站的发电效益、改善全河各梯级电站的供电质量,因此,其作用是引水式电站所不能替代的。在河流规划和审批中,条件许可的河流均要求建设龙头水库。龙头水库电站不仅在系统中等效电量大于引水式电站,同时在上网电价核准时批复的标杆上网电价可高于引水式电站,以保证其正常运营。另外,不同河流的龙头水库电站由于其地理位置、河流径流量、利用水头、地质条件、工程技术难度以及水库淹没量等差异较大,需视具体情况分析,不能一概而论。

4.5 水电发展趋势分析

随着国家和四川省对水电开发的高度重视,以及各发电公司的积极参与,预计四川水电装机规模在近期(2010年)将达到 3000万 kW,中期 (2012年)将达到 4000万 kW,远景 (2020年)将达到9000万 kW。

从发展趋势看,水电开发随着资源条件、物价水平、环保和水库移民安置要求,以及政策调整等变化,投资必然相应增加;电站运行的成本亦将有所增加,但增幅有限;上网电价将随着经营压力增大而相应增加。

5 水电产业环境分析

5.1 水电开发符合国家能源发展方向

水电与火电相比在环保方面具有得天独厚的优势。世界上大多数国家,特别是北美、欧洲经济发达国家都是优先发展水电。随着我国对环境保护和生态质量的重视,水电规模在中国电源的总体比重将逐步提高。此外,我国水电资源主要分布在我国云、贵、川等西部地区,发展水电与我国正在实施的西部大开发战略相吻合。在 2004年 3月国务院下发的《关于进一步推进西部大开发的若干意见》中指出:“大力开发水电,合理配置火电,建立合理的西电东送电价体制,对水电的实际税赋进行合理调整,支持西部地区水电发展”。

5.2 电力体制改革促进水电行业快速发展

随着“厂网分开,竞价上网,南北互供,全国联网”的逐步实施,水电业优势将得以充分展现,这将极大地促进水电业的发展。

(1)竞价上网中水电的成本优势凸显。在竞价上网中,各种能源之间的价格比较将成为决定其发展前景的首要因素。在电力生产构成中,水电发电机组的长运营期(一般为 50年,甚至更长)和低成本,是火电机组无法比拟的。目前火电运营成本约为水电的 3～4倍。如计及通胀因素,水电的成本优势更为突出。

(2)电网建设的加快将使水电的低成本优势得到真正体现。过去由于各区域电网没有实现联网,电力市场自由竞争无法实现,而水电公司多数地处经济不发达的西部地区,当地用电增长潜力小,因此水电低成本的竞争优势得不到体现。随着“厂网分开,竞价上网,南北互供,全国联网”以及大用户直供的逐步实施,西部地区水电相对于火电的低成本竞争优势将真正得到体现。

(3)大用户直供对水电企业来说是—个较大的机遇。在新的电力体制下,我国将开展发电企业向大用户自接供电的试点,这对低成本的水电公司也是—个较大的机遇。供电价格由双方根据市场供求情况进行协商,不仅有利于提高电力销售量,以及通过减少供电环节,达到供需双赢的愿望,而且通过直接掌握一部分终端的电力消费者,减少未来对电网公司的依赖,减少在丰水期的弃电量,使水电公司的电量销售更有保障。

(4)节能发电调度的逐步实施将进一步提高水电的发电效益。2007年 8月国家发改委、环保总局、电监会、能源办颁发的《节能发电调度办法(试行)》及其《实施细则》等,拟对现行发电调度方式进行改革,以促进电力工业提高能源使用效率,减少环境污染,推进能源和电力结构调整及其优化,实现电力工业的可持续发展。目前,《节能发电调度办法(试行)》已出台了配套的《实施细则》,全国选择了5个试点省份,四川即是其中之一。

节能发电调度基本思路在于:改变传统发电调度方式,取消按行政计划分配发电量指标的做法;以节能、环保、经济为标准,大范围优化发电排序,优先调度可再生能源,按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序,依次调用化石类发电资源;除联网电厂外,将发电调度权限集中到省级及以上电力调度机构。节能调度实施细则中规定,在保证电力系统安全稳定运行和连续供电的前提下,依序安排发电机组发电。在各类发电机组的整体排序上,水能等可再生能源发电机组处于优先发电的位置。节能调度的推行,使洁净的水能资源得到优先使用,水资源利用率将大大提高。

6 四川水电产业机会与风险分析

6.1 四川水电产业机会分析

从外部环境分析,我国目前电力需求短缺且长期需求前景看好;电源结构的不合理加快了可再生能源和新能源的发展步伐,优先发展水电逐渐形成共识;发展水电与我国正在实施的西部大开发战略相吻合;竞价上网的电力体制改革,将使水电的成本优势凸现;全国联网拓展了水电的销售市场;大用户直供和节能调度给水电企业带来了较大的机遇。

从内部环境分析,四川拥有丰富的水力资源,且开发程度较低;水电作为清洁环保能源,具有火电所无法比拟的优越性。从社会效益来看,水电拥有发电、防洪、灌溉、航运等巨大的综合效益;水电企业具有长运营期、低运营成本的明显优势;在水电行业经历了五十多年的艰难历程后,技术成熟度在不断提高,处理复杂问题的能力大大增强。

从水电行业的经济性看,四川水电基地是全国水电的富矿,大部分水电站技术经济指标优越,通过测算的当地上网电价,与受电地区其它新建电源的上网电价相比,往往具有较强的竞争力。

6.2 四川水电产业风险分析

由于水电工程的特殊性,其风险因素也有其独特性。对工程影响比较大的因素归纳起来可概括为政策风险、市场风险、技术风险、环境与移民风险等几种。

6.2.1 政策风险

政策风险主要包括国家政治经济的变化和政策调整导致的工程停工、投资大幅度增加或工期延长等。西部大开发、西电东送是党中央国务院的战略部署。国家西部开发政策和四川省鼓励发展水电的政策对水电工程是非常有利的,今后水电工程建设的经济环境会越来越好。目前的政策风险因素如水电的税收政策、环境保护及移民政策对工程有一定的影响,但国家将逐步完善有关政策。

6.2.2 市场风险

市场风险一般来自 3个方面:—是市场供需实际情况与预测值发生偏离:二是项目产品市场竞争力或者竞争对手情况发生重大变化;三是项目产品和主要原材料的实际价格与预测价格发生较大偏离。

四川水电站部分电力需要外送,送电华东、华中、重庆等地区,这些地区特别是华东地区经济高速持续增长,又缺少能源,对外来能源需求大。四川水电开发主要风险因素来自:首先,竞争对手的加入,使该地区竞争日趋激烈。其次,水电站受天然径流影响较大,如果电能质量不好,长距离输电也存在不确定性,需要加强规划设计的可靠性,确保运行的安全。

6.2.3 工程建设风险

水电项目的工程建设项目多,土建及安装工程量大,工程结构复杂,施工质量要求高,而建设地点通常在西部经济不发达的高山峡谷交通困难的地区,施工条件差,前期筹建准备周期长,还受到一些自然因素制约。受水文、气象、地形、地质、工程枢纽布置等条件影响,施工导流、主体工程施工存在—定的不确定性风险因素。在开发建没水电工程的过程中,建设征地和水库移民是制约水电工程建设的关键因素之—,其涉及面广、关系复杂、影响因素多。工程项目在施工阶段与可研阶段勘测设计资料还有一定出入,可能需要修改设计,增加工程量和投资。水电工程投资材料价格的变化对水电工程投资来说存在一定影响。

6.2.4 技术风险

大部分水电站技术问题复杂,风险因素存在于工程勘测、设计、施工、设备制造、生产运行等过程中。技术风险是常规性的不可避免的风险,包括地质条件、材料供应、设备供应、工程变更、技术规范、设计与施工等造成的风险。

7 主要结论与建议

从资源条件看,四川水能资源得天独厚;从前期设计工作看,四川水电项目前期工作储备充足,具备大规模开发的条件;从投资环境看,四川水电大规模开发符合国家可持续发展战略、西部大开发战略以及西电东送战略,其电力市场和上网电价有国家可再生能源及节能调度等政策支持;从投资价值看,四川水电的长运营期、低运营成本与其它电源相比优势明显,且收益稳定,具有长期投资的价值。

由于水电开发投资大、牵涉面广,建议有关部门重视电力规划,加强宏观调控力度,正确引导电网、电源建设;重视水电前期工作,科学有序地开发水电;尽早落实区外供电市场和供电方式,避免大规模开发可能带来的市场风险;尽早将资源优势转化为巨大的经济效益,促进四川水电开发和经济的快速增长。