葛懷鳳，錢鋼糧

(水電水利規(guī)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(qū)，又以西南地區(qū)最為富集，其中四川、云南、西藏三省(區(qū))技術可開量約占到全國技術可開發(fā)量的64.3%。河流水力資源的集中分布，有利于實現(xiàn)流域梯級滾動開發(fā)、建成大型的水電基地、充分發(fā)揮水力資源的規(guī)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(shù)據(jù)來源于2018年全國電力工業(yè)統(tǒng)計快報)，其中常規(guī)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(qū))的總裝機規(guī)模160萬、7 824萬、6 666萬kW，已建常規(guī)水電裝機技術可開發(fā)比例分別約為0.9%、52.8%、56.8%，水電開發(fā)潛力大，是今后我國水電開發(fā)的重點地區(qū)，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(fā)逐步向西部地區(qū)轉(zhuǎn)移，受社會、環(huán)境、經(jīng)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(jīng)濟性問題已備受國內(nèi)關注，特別是外送水電工程在受電端中東部地區(qū)的市場競爭力。目前國內(nèi)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(fā)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(shù)，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(shù)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(wǎng)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(jīng)濟評價分析，并計算分析了華中電網(wǎng)受電區(qū)2016年～2025年增量電源的平均上網(wǎng)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(wǎng)的落地電價進行了估算，結果高于當?shù)氐乃姟⒒痣姾惋L電的上網(wǎng)電價，高于2015年～2025年的增量電源加權上網(wǎng)電價0.525元/(kW·h)，并建議提高工程經(jīng)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(xiàn)階段關于外送水電的電價分析系統(tǒng)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(tǒng)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(wǎng)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(jié)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(fā)價值和市場競爭力，對于我國能源轉(zhuǎn)型、能源結構優(yōu)化、綠色低碳可持續(xù)發(fā)展提供重要的決策支持和技術支持，具有重要的現(xiàn)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(xiàn)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(guī)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(tǒng)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(jīng)濟性指標提供統(tǒng)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(guī)劃待開發(fā)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(guī)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(guī)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(wǎng)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(wǎng)電價與輸電電價相加所得。本研究對金沙江、雅礱江流域規(guī)劃待開發(fā)共計32個電站的上網(wǎng)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(xiàn)了中西部經(jīng)濟和能源資源優(yōu)劣勢的高效互補，構建了我國西部和中部新的經(jīng)濟關系和能源格局，并兼顧社會公平，促進了偏遠地區(qū)、少數(shù)民族地區(qū)、貧困地區(qū)的經(jīng)濟社會發(fā)展。水電投資中含有移民脫貧致富和促進地方經(jīng)濟社會發(fā)展等綜合利用的一定投入，并相應地體現(xiàn)到價格水平中。

水電電價測算以本次復核調(diào)整的電站投資成果為基礎，依據(jù)《建設項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)(第三版)》[6]、《水電建設項目經(jīng)濟評價規(guī)范》[7]及國家現(xiàn)行有關財稅制度進行測算：其中，電量均采用流域梯級聯(lián)合運行條件下的電站發(fā)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(nèi)部收益率8%，增值稅率為17%，所得稅稅率為25%。根據(jù)目前“西電東送”的有關規(guī)劃成果，金沙江、雅礱江水電規(guī)劃外送至華中電網(wǎng)地區(qū)、華東電網(wǎng)地區(qū)、南方電網(wǎng)地區(qū)。四大流域電站的上網(wǎng)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(guī)劃研究成果。

表1 水電送電至華中、南方和華東電網(wǎng)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(wǎng)的平均到網(wǎng)電價為0.472～0.646元/(kW·h)，外送南方電網(wǎng)的平均到網(wǎng)電價為0.550元/(kW·h)，外送至華東電網(wǎng)的到網(wǎng)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(wǎng)，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(wǎng)，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(xù)川電外送送至華中電網(wǎng)，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(wǎng)，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(wǎng)，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(guī)模開發(fā)的綠色清潔可再生能源，電源品質(zhì)高，在電力系統(tǒng)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(chǎn)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(fā)電功能部分的電價，作為清潔能力應按照考慮受電端受節(jié)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(xiàn)水電的價值。

針對西南水電外送受電端華中電網(wǎng)、華東電網(wǎng)和南方電網(wǎng)，按照電力發(fā)展規(guī)劃的電源建設方案，考慮增量電源的電力電量同等替代、環(huán)境保護、節(jié)能減排等原則，進行電力系統(tǒng)的擴展優(yōu)化分析，提出西南水電可替代的電源主要包括火電(考慮節(jié)能減排要求后)、風電(含區(qū)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(huán)境保護、節(jié)能減排制約條件下的煤電電價

煤電電價計算參數(shù)：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(jīng)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(xiàn)行財務制度測算相應燃煤火電的上網(wǎng)電價水平。其中，燃煤火電站的年利用小時數(shù)按4 500 h考慮，資本金財務內(nèi)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(wǎng)電價關系

在我國社會節(jié)能減排制約要求下，采用潔凈煤發(fā)電的燃煤電站，煤價考慮因素：①考慮潔凈煤炭現(xiàn)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(xiàn)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(wǎng)電價采用0.7元/(kW·h)。

3.2 水電外送受電端電網(wǎng)的邊際電源電價

以華中、華東、南方(廣東、廣西)電網(wǎng)地區(qū)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(jié)能減排要求，研究華中電網(wǎng)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(wǎng)邊際電源方案為內(nèi)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(wǎng)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(wǎng)的邊際電源電價測算成果詳見表2，華中電網(wǎng)兩種邊際電源方案的上網(wǎng)電價分別約為0.8、0.7元/(kW·h)；華東電網(wǎng)三種邊際電源方案的上網(wǎng)電價分別約為0.75、1.1、0.7元/(kW·h)；廣東電網(wǎng)兩種邊際電源方案的上網(wǎng)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(wǎng)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(jīng)濟性及市場競爭力分析

現(xiàn)狀條件下，華中、華東、南方(兩廣地區(qū))的燃煤火電平均上網(wǎng)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(qū)燃煤發(fā)電上網(wǎng)標桿電價，西南外送水電電價水平相對較高。在我國節(jié)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(wǎng)的邊際電源上網(wǎng)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(wǎng)市場競爭力分析

圖4 西南水電外送至南方電網(wǎng)市場競爭力分析

圖5 西南水電外送至華東電網(wǎng)市場競爭力分析

由此可見，西南外送水電工程具有經(jīng)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(fā)及電力外送等相關優(yōu)惠政策的落實，西南水電開發(fā)的經(jīng)濟性將日益顯現(xiàn)，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(fā)展?jié)摿Υ蟮奈髂洗笮退娀刈鳛檠芯繉ο螅占治龈髁饔蛞?guī)劃待開發(fā)水電站的設計投資成果，并通過統(tǒng)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(diào)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(lián)合運行條件下的發(fā)電量，按資本金內(nèi)部收益率8%測算了每個水電站的上網(wǎng)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(wǎng)的金沙江上游和下游、雅礱江中游水電站平均到網(wǎng)電價為0.472～0.646元/(kW·h)，外送南方電網(wǎng)的金沙江中游水電站平均到網(wǎng)電價為0.550元/(kW·h)，外送至華東電網(wǎng)的金沙江下游白鶴灘水電站到網(wǎng)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(jié)能減排要求后)、風電(含區(qū)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(wǎng)電價為0.7元/(kW·h)。

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