中国西南水电工程经济性及市场竞争力研究

葛怀凤，钱钢粮

(水电水利规划设计总院，北京100120)

0 引 言

我国水力资源主要分布在我国西部地区，又以西南地区最为富集，其中四川、云南、西藏三省(区)技术可开量约占到全国技术可开发量的64.3%。河流水力资源的集中分布，有利于实现流域梯级滚动开发、建成大型的水电基地、充分发挥水力资源的规模效益实施“西电东送”。截止到2018年底，中国水电总装机容量达到35 226万kW(数据来源于2018年全国电力工业统计快报)，其中常规水电32 227万kW，抽水蓄能电站2 999万kW。西藏、四川和云南三省(区)的总装机规模160万、7 824万、6 666万kW，已建常规水电装机技术可开发比例分别约为0.9%、52.8%、56.8%，水电开发潜力大，是今后我国水电开发的重点地区，同时所包括的大型流域水电基地也是我国主要的水电“西电东送”基地。

伴随着中国水电开发逐步向西部地区转移，受社会、环境、经济、移民等方面影响以及影响程度的逐步加大，相应地，水电工程的投资水平也在不断提高，为此，水电工程经济性问题已备受国内关注，特别是外送水电工程在受电端中东部地区的市场竞争力。目前国内也开展了相关的研究，如：张栋[1]以我国±800 kV特高压直流输电工程造价水平为代表，研究分析西部水电开发的外送输电成本问题，研究指出提高输电通道的利用小时数，减少输电成本有助于提高西部水电的市场竞争力；王娟等[2]以电站装机2 000 MW，装机利用小时数按4 500 h初估，分别对单位电度投资1.5、2.0、2.5、3.0、3.5、4.0、4.5元/(kW·h)方案进行测算，构建了西南水电单位电度投资与上网电价的线性关系，并以此为基础进行了西南水电落地电价的测算分析，表明了西南水电的市场竞争力；戴丽媛等[3]针对金沙江上游7座梯级电站进行了国民经济评价分析，并计算分析了华中电网受电区2016年～2025年增量电源的平均上网电价和边际电源电价；严秉忠等[4]对金沙江上游7座梯级电站外送至华中电网的落地电价进行了估算，结果高于当地的水电、火电和风电的上网电价，高于2015年～2025年的增量电源加权上网电价0.525元/(kW·h)，并建议提高工程经济性；翟晓东[5]分析了影响龙头电站的投资因素，以及龙头电站对下游梯级的补偿效益，并提出了投资分摊方式。

综合来看，现阶段关于外送水电的电价分析系统研究偏少，主要集中于某一流域梯级外送的落地电价及外送输电成本的分析。亟待全面系统地分析基于西南每个水电站的设计成果的投资水平，计算电站的上网电价及落地电价水平，并结合未来我国能源的清洁、低碳和节能减排要求，构建合理的电源对比机制以科学分析我国西南水电的开发价值和市场竞争力，对于我国能源转型、能源结构优化、绿色低碳可持续发展提供重要的决策支持和技术支持，具有重要的现实意义。

1 西南大型水电基地水电投资水平计算分析

研究以2017年为现状年，充分收集了金沙江(16个水电站，其中上游11个、中游4个、下游1个)、雅砻江(16个水电站，其中上游10个、中游6个)、大渡河(8个水电站)三大代表流域规划待建共计40座水电站的投资计算成果，并进行了梳理分析。由于各水电站设计进度不同、工作深度不一，统一了投资测算的价格水平年，复核了各水电站的投资计算成果，为电站经济性指标提供统一的比选基础。本研究选用单位千瓦投资和单位电度投资2个主要指标来进行比较分析，西南三大代表流域规划待开发水电站的投资指标详见图1所示。雅砻江流域整体投资偏高，金沙江、大渡河整体投资相对偏低。

图1 三大代表流域规划水电单位千万投资和单位电度投资对比示意

雅砻江流域规划待建电站主要集中于上、中游，上游电站投资指标偏高。最高电站单位千瓦投资为121 194元/kW，单位电度投资为26.44元/(kW·h)；最低单位千瓦投资为9 870元/kW，单位电度投资为2.16元/(kW·h)；流域平均单位千瓦投资为31 276元/kW，单位电度投资为6.66元/(kW·h)。

金沙江流域最高电站单位千瓦投资为32 753元/kW，单位电度投资为7.3元/(kW·h)；最低单位千瓦投资为8 440元/kW，单位电度投资为1.95元/(kW·h)；流域平均单位千瓦投资为16 266 元/kW，单位电度投资为3.58元/(kW·h)。

大渡河流域最高电站单位千瓦投资为23 193元/kW，单位电度投资为5.03元/(kW·h)；最低单位千瓦投资为10 718元/kW，单位电度投资为2.56元/(kW·h)；流域平均单位千瓦投资为16 267元/kW，单位电度投资为3.71元/(kW·h)。

2 西南大型水电基地外送水电电价测算分析

外送水电的电价可从2个层面去阐释，第一个层面是流域电站的上网电价；第二层面是考虑“西电东送”远距离的输电成本和电价，送至受电端的落地电价，落地电价是由电站上网电价与输电电价相加所得。本研究对金沙江、雅砻江流域规划待开发共计32个电站的上网电价进行了逐一测算，研究暂不测算大渡河流域水电电价，其电力电量以满足四川省本省需要为主。

水电“西电东送”充分实现了中西部经济和能源资源优劣势的高效互补，构建了我国西部和中部新的经济关系和能源格局，并兼顾社会公平，促进了偏远地区、少数民族地区、贫困地区的经济社会发展。水电投资中含有移民脱贫致富和促进地方经济社会发展等综合利用的一定投入，并相应地体现到价格水平中。

水电电价测算以本次复核调整的电站投资成果为基础，依据《建设项目经济评价方法与参数(第三版)》[6]、《水电建设项目经济评价规范》[7]及国家现行有关财税制度进行测算：其中，电量均采用流域梯级联合运行条件下的电站发电量，电站建设期按最新设计成果采用、运营期30年，资本金财务内部收益率8%，增值税率为17%，所得税税率为25%。根据目前“西电东送”的有关规划成果，金沙江、雅砻江水电规划外送至华中电网地区、华东电网地区、南方电网地区。四大流域电站的上网电价、对应的输电电价及落地电价测算成果详见表1所示，其中输电电价采用以往的规划研究成果。

表1 水电送电至华中、南方和华东电网的电价测算结果

由于外送电源、受电端、输电距离的不同，外送水电的落地电价具有一定的差异，外送华中电网的平均到网电价为0.472～0.646元/(kW·h)，外送南方电网的平均到网电价为0.550元/(kW·h)，外送至华东电网的到网电价为0.484元/(kW·h)。

(1)金沙江下游白鹤滩水电站，外送方案一：2回直流送华中电网，送电容量1 600万kW，落地电价0.472元/(kW·h)；外送方案二：2回直流送华东电网，送电容量1 600万kW，落地电价0.484元/(kW·h)。

(2)金沙江上游分2回外送，1回接续川电外送送至华中电网，外送容量500万kW，落地电价为0.646元/(kW·h)；1回直送华中电网，外送容量844.5万kW，落地电价为0.510元/(kW·h)。

(3)金沙江中游送至广东省消纳，落地电价0.550元/(kW·h)。

(4)雅砻江中游1回直流华中电网，送电容量1 000万kW，落地电价0.534元/(kW·h)。

3 西南水电外送目标市场电价水平测算分析

水电是最具大规模开发的绿色清洁可再生能源，电源品质高，在电力系统中具有显著的容量效益和电量效益，其电价一方面应充分考虑水电电源在综合利用方面投入的合理产出，可通过投资分摊的方式或者是国家财政补贴电价等；另一方面水电发电功能部分的电价，作为清洁能力应按照考虑受电端受节能减排制约后的边际能源电力价格，由此在一定程度上体现水电的价值。

针对西南水电外送受电端华中电网、华东电网和南方电网，按照电力发展规划的电源建设方案，考虑增量电源的电力电量同等替代、环境保护、节能减排等原则，进行电力系统的扩展优化分析，提出西南水电可替代的电源主要包括火电(考虑节能减排要求后)、风电(含区外风电、海上风电)与抽水蓄能电站的组合等[8-10]。

3.1 考虑环境保护、节能减排制约条件下的煤电电价

煤电电价计算参数：煤电机组投资以单位千瓦投资4 000元/kW计算，工期为4年，分年投资比例分别为10%、30%、40%、20%。

增值税率为17%，城市建设维护税率为7%，教育费附加税率为3%，地方教育费附加税率为2%。所得税税率为25%。

燃煤火电的建设成本差异较小，影响燃煤火电经济指标的主要因素为运行费中的燃料费(即标煤价格)。研究以装机容量1 000 MW的燃煤火电站为代表性方案，考虑不同标煤价格，按照现行财务制度测算相应燃煤火电的上网电价水平。其中，燃煤火电站的年利用小时数按4 500 h考虑，资本金财务内部收益率同水电站的取值为8%。测算结果详见图2所示。

图2 水电外送受电端标煤价格与上网电价关系

在我国社会节能减排制约要求下，采用洁净煤发电的燃煤电站，煤价考虑因素：①考虑洁净煤炭现行到电厂财务价格标煤约1 100元/t左右；②考虑配额制后的碳交易合理价格，100～200元/t，标煤价格约1 200～1 300元/t左右；③ 考虑碳超排的罚值为300～1 000元/t，标煤价格约1 500～2 300元/t左右；④现阶段CO2压缩回收成本太高，本研究中标煤价格暂不考虑该部分。

研究采用标煤价格1 500～1 600元/t作为边际电源的对应煤价，相应的可比上网电价采用0.7元/(kW·h)。

3.2 水电外送受电端电网的边际电源电价

以华中、华东、南方(广东、广西)电网地区的能源资源禀赋为基础，考虑增量电源的电力电量同等替代，以及节能减排要求，研究华中电网边际电源方案为甘肃风电+抽水蓄能、考虑碳排放制约后的燃煤电站两种；华东电网边际电源方案为内蒙风电+抽水蓄能、海上风电+抽水蓄能、考虑碳排放约束后的燃煤电站三种，广东电网边际电源方案选择为海上风电+抽水蓄能、考虑碳排放约束后的燃煤电站两种。

华中、华东和南方电网的边际电源电价测算成果详见表2，华中电网两种边际电源方案的上网电价分别约为0.8、0.7元/(kW·h)；华东电网三种边际电源方案的上网电价分别约为0.75、1.1、0.7元/(kW·h)；广东电网两种边际电源方案的上网电价分别约为1.1、0.7元/(kW·h)。水电外送受电端的边际电价均以燃煤火电(煤价约1 550元/t)边际电源方案电价为最低，受电端上网电价取用方案最小值0.7元/(kW·h)。

表2 水电外送受电端边际电源电价测算成果

4 西南水电经济性及市场竞争力分析

现状条件下，华中、华东、南方(两广地区)的燃煤火电平均上网电价分别约为0.395 0、0.388 2、0.432 3元/kW·h，相较于受电端地区燃煤发电上网标杆电价，西南外送水电电价水平相对较高。在我国节能减排和超低碳排放要求下，外送水电落地电价均低于受电端相应电网的边际电源上网电价0.7元/kW·h，详见图3～5所示。

图3 西南水电外送至华中电网市场竞争力分析

图4 西南水电外送至南方电网市场竞争力分析

图5 西南水电外送至华东电网市场竞争力分析

由此可见，西南外送水电工程具有经济可比性，具备一定的电力市场竞争力，但各流域各梯级电站的电力市场竞争力具有差异。伴随国家对西部水电开发及电力外送等相关优惠政策的落实，西南水电开发的经济性将日益显现，未来会有较大的市场空间和竞争力。

5 结 论

(1)以我国水电发展潜力大的西南大型水电基地作为研究对象，收集分析各流域规划待开发水电站的设计投资成果，并通过统一价格水平逐一修正各水电站工程投资，分析了各电站的投资指标，雅砻江流域主要是上游投资整体偏高，金沙江和大渡河投资整体相对偏低。

(2)以调整复核后的水电站投资成果及投资指标为基础，采用水电站在梯级联合运行条件下的发电量，按资本金内部收益率8%测算了每个水电站的上网电价，与输电电价相加，得到了各流域外送至受电端的落地电价。外送华中电网的金沙江上游和下游、雅砻江中游水电站平均到网电价为0.472～0.646元/(kW·h)，外送南方电网的金沙江中游水电站平均到网电价为0.550元/(kW·h)，外送至华东电网的金沙江下游白鹤滩水电站到网电价为0.484元/(kW·h)。

(3)采用边际成本、绿色低碳等合理计算西南水电受电端的电源电价水平，边际电源方案主要包括火电(考虑节能减排要求后)、风电(含区外风电、海上风电)与抽水蓄能电站的组合等，计算分析结果表明，西南水电受电端的边际电源上网电价为0.7元/(kW·h)。

(4)经比较分析，西南水电的落地电价均低于华中、华东、南方电网边际电源上网电价，表明西南水电工程具有较好的经济性，在受电端具备一定的市场竞争力。