水电开发经济性评价分析——以金沙江川藏段梯级水电站为例

戴丽媛，张 诚，杨丽雅

(河海大学 文天学院， 安徽 马鞍山 243000)

到2016年底，我国常规水电装机容量达到3亿kW，占全国开发比例约45%[1-2]。而水能资源在西藏地区十分丰富，技术可开发量可达1.43亿kW，可是目前当地水能资源开发利用程度不足1%[3-5]。在中央第6次西藏工作座谈会上，将 “西电东送”接续基地定位于西藏[6～8]。西藏经济社会发展基础薄弱，群众生活水平低，是国家扶贫攻坚的主战场，水电等本地优质清洁能源的开发是脱贫致富的重要途径[9-11]。

本文针对以水电资源为代表的西藏水电开发市场，通过该地区水电开发在国民经济、受电区电价承受能力以及市场竞争力等方面[12-13]的经济性分析研究得出评价结论。

1 地区概况

本文以金沙江上游川藏段7座梯级水电站为研究对象，这7座水电站包括岗托、波罗、巴塘、昌波、叶巴滩、拉哇、苏洼龙，其位置主要集中在四川和西藏地区以及两者的交汇处，多年平均径流量在500 m3/s以上，坝型主要包括面板堆石坝、沥青混凝土面板堆石坝和混凝土双曲拱坝，装机容量在1 100 MW以上。其供电范围除就近的四川、西藏地区外，还可外送至华中东地区。

2 国民经济评价

国民经济评价方法采用影子电价法和工程比较法，计算过程遵循统一效益、费用划分的原则，从国民经济整体角度考察项目的效益和费用，以分析该项目带来的净效益和经济合理性。影子电价法采用受端电网边际成本电价进行国民经济评价测算，即采用受端电网边际电源上网电价。工程比较法以比较电源方案的投资、固定和可变运行费作为本工程的效益，根据当地实际情况，采用燃气轮机和(风电+抽水蓄能)2种方案比较。

经济净现值(ENPV)指项目按照社会折现率将计算期内各年的经济净效益流量折现到建设期初的现值之和，经济内部收益率(EIRR)指能使项目计算期内经济净效益流量现值累计等于零时的折现率，即ENPV作为折现率要使式(2)成立。

(1)

(2)

式中：ENPV为经济净现值(万元)；B为经济效益流量(万元)；C为经济费用流量(万元)；(B-C)t为第t期的经济效益流量(万元)；is为社会折现率(8%)；n为项目计算期(50年)。

对国民经济评价按照计算期为50年考虑，折现基准年份为工程开工的第1年，社会折现率采用8%。各方案下国民经济评价指标见表1。

表1 金沙江上游水电站国民经济评价指标汇总

续表(表1)

注：送电华中东电网时，影子电价为0.732元/(kW·h)，各梯级电站经济内部收益率为9.94%～16.14%。

由表1分析可知：

1) 当比较电源是燃气轮机或影子电价时，岗托—昌波各电站经济内部收益率均大于社会基准折现率8%，经济净现值亦均大于0。其中岗托水电站经济性相对较差，而巴塘水电站经济性相对最优。

2) 当比较电源是风电+抽水蓄能时，岗托—昌波各电站经济内部收益率均大于社会基准折现率8%，经济净现值亦均大于0。

3) 当考虑金沙江上游各梯级整体进行国民经济评价时，各方案全梯级经济内部收益率均大于社会基准折现率8%，经济净现值亦均大于0，满足国民经济要求。

对各梯级电站进行国民经济敏感性分析，主要通过考虑增加工资投资、减少发电量、延长工程建设工期、送端经济效益等因素的单独变化，研究这些因素对电站经济指标的影响，以此考察金沙江上游水电站的经济抗风险能力。各方案国民经济敏感性分析见表2～4。

由表2～4可知：考虑金沙江上游水电站工程投资、年发电量及工期等的不利影响情况下，电站经济内部收益率均比社会折现率8%要高，说明电站具有一定的抗风险能力。

表4 各梯级国民经济评价敏感性分析(方案3：风电+抽水蓄能)

综合而言，结合西部水电开发战略地位，燃煤火电建设一定程度上受环境保护等因素限制，清洁可再生能源开发建设在我国已成趋势，因此金沙江上游水电站国民经济评价采用风电、抽水蓄能、燃气轮机等作为比较电源是合适的。根据上述各梯级不同方案对应国民经济评价计算成果，各梯级基本能满足国民经济评价要求，如考虑水电项目对地方社会经济发展的效益贡献时，各梯级经济性均能有所提升。国民经济评价敏感性分析表明，电站具有一定的抗风险能力。

3 受电区电价承受能力分析

根据2016—2025年增量电源规模，考虑受端电网区内电源建设及对应电价水平，与金沙江上游水电比较的受电区电网边际电源主要为燃气轮机、甘肃风电打捆。水电上网电量按电站多年平均电量计，输电电量即为上网电量，到受电端市场的到网电量应考虑输电线路及节点的损失电量，即：

E到网=E上网×(1-β)

(3)

P西电=(P受段-P输电)×(1-β)

(4)

式中：E到网为水电到网电量；E上网为水电上网电量；P西电为西电边际上网电价；P受段为对应的受端电网边际成本电价；P输电为输电边际成本电价；β为线损率。

对受电区电价承受能力分析主要是比较供电区的落地上网电价与受电区的增量电源平均上网电价、边际电源上网电价。当供电区的落地上网电价低于受电区的增量电源平均上网电价或者介于受电区的增量电源平均上网电价、边际电源上网电价之间，均可认为电价承受能力处于可接受范围。根据统计计算可得受电区上网电价水平，如表5所示。

表5 受电区上网电价水平统计 元/(kW·h)

由表5可见受电区各类现状电源上网电价为：常规水电0.252 0～0.390 0元/(kW·h)，燃煤火电0.493 9元/(kW·h)，风电0.610 0元/(kW·h)；2016—2025年受电区整体增量电源平均上网电价约为0.532 4元/(kW·h)，边际电源上网电价约为0.788元/(kW·h)。可见，受电区目前电源上网电价、常规水电上网电价均低于边际电源上网电价和增量电源平均上网电价，燃煤火电上网电价接近增量电源平均上网电价，风电上网电价比增量电源平均上网电价要高但低于边际电源上网电价。综上可知：受电区电价承受能力处于可接受范围。

4 市场竞争力分析

考虑梯级电站的径流补偿调节关系进行梯级电站径流补偿调节计算，确定各电站上网发电量指标。采用多年年平均发电量作为确定梯级水电上网电价的发电量指标。通过理论计算确定各电站有效上网电量时，考虑厂用电及实际发生的弃水电量，对理论计算的水电站多年平均发电量进行修正。同时，采用以受端电网边际成本电价为基础倒推的方法，确定基于市场的梯级水电统一上网电价。计算公式如下：

(5)

E=E多年平均×(1-γ)

(6)

P倒推=(P受段-P输电)×(1-β)

(7)

(8)

式中：E为各电站有效年均上网电量；E多年平均为多年年平均发电量；i为电站编号；n为电站数；γ为厂用电率；P倒推为各电站倒推上网电价；P受端为电站对应的受端电网边际成本电价；P输电为边际输电电价；β为线损率；P梯级为流域梯级整体电价；Pi为各电站倒推的上网电价；Ei为电站上网电量；i为电站编号；n为电站数。

针对同时期投产的梯级水电站，其上网电价研究方法采用多年年平均发电量作为确定梯级水电上网电价的发电量指标。根据金沙江上游各梯级上网电价及受电区电网边际电源综合电价，对金沙江上游各梯级电力市场竞争力进行分析，对比成果见表6。

由表6可见：金沙江上游梯级电站送电至受电区电网的到网电价为0.540 8～0.970 2元/(kW·h)，梯级平均到网电价为0.727 9元/(kW·h)，与受电区电网2016—2025年增量电源平均上网电价0.532 4元/(kW·h)相比，各梯级电站本身及平均到网电价均高于增量电源平均上网电价；与边际电源上网电价0.788 0元/(kW·h)相比，除岗托、昌波梯级到网电价高于边际电源上网电价外，其他梯级以及全梯级平均到网电价均低于边际电源上网电价。可见对于金沙江上游水电站相对于受电区增量电源平均上网电价而言，电力市场竞争力差，但相对边际电源上网电价水平具备一定的电力市场竞争力。

表6 各梯级相对受电区边际电源上网电价对比 元/(kW·h)

注：金沙江上游梯级电站电价含输变电电价0.133 6元/(kW·h)，已含税。

5 结束语

本文根据西部地区水电资源丰富但开发量较低的实际特点，结合金沙江上游7座水电站实例，分析研究该地区水电开发的经济性成效。对金沙江上游水电站进行开发，可节省国家援藏投资和对新能源的补贴，且各梯级电站基本满足国民经济评价要求。受电区目前上网电价低于边际电源上网电价和增量电源平均上网电价，可认为受电区承受能力处于可接受范围。根据到网电价与边际电源上网电价、增量电源平均上网电价对比，可知梯级电站相对于受电区边际电源上网电价仍具有一定的市场竞争力。

对西部地区进行水电开发，无论是对当地经济水平发展，还是对受电区供电水平提高均能产生一定的经济性效果。此外，我国水电建设期和运行期的基本财税政策、国家及地方现行有关优惠政策均有利于西藏地区的水电开发。

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