王 娟,張靖梅,景 浩

(1.中國電建集團(tuán)西北勘測設(shè)計研究院有限公司,西安 710065；2.陜西省寶雞市水利水電規(guī)劃勘測設(shè)計院，陜西省寶雞市 721000)

中國西南水電外送電力市場競爭力分析

王 娟1,張靖梅2,景 浩1

(1.中國電建集團(tuán)西北勘測設(shè)計研究院有限公司,西安 710065；2.陜西省寶雞市水利水電規(guī)劃勘測設(shè)計院，陜西省寶雞市 721000)

根據(jù)西南水電外送的建議方案，通過對2030年前中國西南地區(qū)主要河流水電開發(fā)外送的平均上網(wǎng)電價、輸電電價、落地電價以及受端替代電源的邊際電價進(jìn)行測算，將西南水電落地電價與受端替代電源邊際電價進(jìn)行對比，雖然西南水電外送的落地電價略高于目前受端平均燃煤火電標(biāo)桿電價，但均低于受端替代電源邊際電價，考慮遠(yuǎn)景中國社會節(jié)能減排制約要求以及中國東部地區(qū)經(jīng)濟(jì)發(fā)展面臨能源緊缺等情況，能源價格的上漲速度將高于普通物價的上漲速度，屆時西南水電具有較大的市場競爭力。關(guān)鍵詞：輸電方案；落地電價；受端邊際電價；競爭力

0 前 言

“西電東送”是中國資源分布與生產(chǎn)力布局的客觀要求，也是變西部地區(qū)資源優(yōu)勢為經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢，促進(jìn)東西部地區(qū)經(jīng)濟(jì)共同發(fā)展的重要措施。從中國西南水電的發(fā)展趨勢來看，未來水電發(fā)展將逐步向各主要河流的上游地區(qū)和西藏偏遠(yuǎn)地區(qū)轉(zhuǎn)移。今后水電開發(fā)的重點主要集中在四川、云南、西藏三省(區(qū))的怒江、金沙江、瀾滄江、雅礱江、大渡河、雅魯藏布江等六大流域。根據(jù)各河流規(guī)劃開發(fā)時序安排及輸電建議方案，設(shè)計水平年按2030年，考慮怒江上游、雅魯藏布江下游外送梯級水電站主要在2030年以后開發(fā)，大渡河梯級電站未安排外送，故主要對怒江中下游、金沙江、瀾滄江、雅礱江四大流域的待開發(fā)水電項目進(jìn)行水電外送市場競爭力分析。

1 西南水電外送建議方案

中國“西電東送”將形成北、中、南3條主要通道：北通道由內(nèi)蒙古、陜西等省區(qū)向華北電網(wǎng)輸電；中通道由四川、重慶等省市向華中、華東電網(wǎng)輸電；南通道由云南、貴州、廣西等省區(qū)向華南輸電。其中，北通道主要送的是火電，中通道和南通道主要送的是水電。西南各河流水電電力外送主要通過中通道和南通道輸送至華中、華東和廣東等地區(qū)，具體建議方案如下：

(1) 金沙江界河以待建烏東德、白鶴灘梯級水電站為代表進(jìn)行分析[1]。烏東德水電站裝機(jī)規(guī)模10 200 MW，考慮留存云南5 100 MW，剩余5 100 MW通過1回特高壓直流供電華中東四省或華東電網(wǎng)。白鶴灘水電站裝機(jī)規(guī)模16 000 MW，考慮2回特高壓直流送電華中電網(wǎng)或華東電網(wǎng)。

(2) 金沙江上游規(guī)劃外送梯級為崗?fù)?、波羅、葉巴灘、拉哇、巴塘、蘇洼龍、昌波、旭龍、奔子欄9座水電站[2]，總裝機(jī)容量13 445 MW，其中第一批開發(fā)(2025年前)的葉巴灘、拉哇、巴塘、蘇洼龍、旭龍5級共8 445 MW，考慮在得榮匯集，通過1回直送華中電網(wǎng)；第二批開發(fā)(2025—2030年)的崗?fù)?、波羅、昌波、奔子欄4級共5 000 MW，在巴塘匯集，1回通過318國道送出至四川雅安，接續(xù)川電送往華中電網(wǎng)。

(3) 雅礱江中游規(guī)劃外送的梯級楞古、孟底溝、楊房溝、卡拉等水電站，總裝機(jī)容量7 500 MW，與其他梯級電站在四川鹽源平臺打捆通過雅中～江西±800 kV特高壓直流送電江西，送電容量10 000 MW。雅礱江下游規(guī)劃外送的梯級錦屏一級、錦屏二級、官地等水電站通過四川錦屏～江蘇蘇南±800 kV特高壓直流運往江蘇，送電容量7 200 MW。

圖1 中國西南水電電力外送建設(shè)方案示意圖

(4) 瀾滄江上游(西藏段)外送5座梯級為班達(dá)、如美、邦多、古學(xué)、白塔及怒江支流玉曲河[3]，總裝機(jī)容量7 868 MW，考慮在芒康匯集1回直送華中電網(wǎng)。瀾滄江上游(云南段)主要依托烏弄龍、里底、托巴、黃登、苗尾等梯級水電站，在托巴輸電平臺打捆外送廣東電網(wǎng)，送電容量5 000 MW。

(5) 怒江中下游電力外送主要依托鹿馬登、馬吉、亞碧羅等水電站，送電規(guī)模6 000 MW，通過福貢輸電平臺向廣東電網(wǎng)供電。

中國西南水電電力外送戰(zhàn)略布局見圖1；2030年西南水電東送見圖2。

圖2 2030年西南水電東送示意圖

2 西南水電外送電價分析

2.1 上網(wǎng)電價

水電站資源條件的差異，直接導(dǎo)致不同工程單位投資發(fā)生較大變化，從而影響到工程的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。以裝機(jī)容量2 000 MW為代表性方案，分別對單位電度投資1.5、2.0、2.5、3.0、3.5、4.0、4.5元/kWh七個方案進(jìn)行測算[4-5]，裝機(jī)年利用小時數(shù)按4 500 h初估，由于西南部分外送水電位于西藏，考慮西藏與西南其他地區(qū)貸款利率、稅費優(yōu)惠政策不同，對測算上網(wǎng)電價有一定的影響，因此按西藏境內(nèi)水電和其他地區(qū)水電分別進(jìn)行測算[6-10]。依據(jù)各地區(qū)現(xiàn)行財務(wù)制度及稅收優(yōu)惠政策，按資本金財務(wù)內(nèi)部收益率8%測算各方案平均上網(wǎng)電價(含稅)，以此作為送端水電確定邊際電價的基礎(chǔ)。

西南水電外送各單位電度投資方案平均上網(wǎng)電價成果見表1及圖3。

根據(jù)各河流規(guī)劃外送電源的送電方案、平均單位電度投資，按資本金財務(wù)內(nèi)部收益率8%測算，計算各河流電力外送平均上網(wǎng)電價見表2。

2.2 外送輸電電價

以輸電線路送電容量7 500 MW為代表

性方案，分別對靜態(tài)單位千瓦投資3 000、3 500、4 000、4 500、5 000、5 500元/kW六個方案進(jìn)行測算[3-4]，其裝機(jī)年利用小時數(shù)暫按5 000 h初估。依據(jù)現(xiàn)行財務(wù)制度及稅收優(yōu)惠政策[5-7]，按資本金財務(wù)內(nèi)部收益率8%測算各方案平均輸電電價(含稅)，以此作為水電外送確定輸電電價的基礎(chǔ)。西南水電外送各單位千瓦投資方案輸電電價成果見表3及圖4。

表1 西南水電外送各方案經(jīng)營期平均上網(wǎng)電價成果表

圖3 西南水電外送單位電度投資與上網(wǎng)電價關(guān)系示意圖

河流名稱送電容量/MW單位千瓦投資/(元·kW-1)單位電度投資/(元·kWh-1)資本金財務(wù)內(nèi)部收益率/%平均上網(wǎng)電價/(元·kWh-1)金沙江界河烏東德1020080002．008．00．282白鶴灘1600075001．888．00．269金沙江上游13445140003．088．00．357雅礱江中游10000100002．228．00．322雅礱江下游720070001．468．00．216瀾滄江上游云南段500095002．118．00．309瀾滄江上游西藏段8000180003．758．00．434怒江中下游600080001．788．00．256

表3 西南水電外送輸電電價成果表

結(jié)合西南各河流水電開發(fā)外送規(guī)模、走廊資源、送電距離等因素，輸電方式暫按±800 kV特高壓直流考慮，今后結(jié)合具體送電容量、送電距離及特高壓技術(shù)的發(fā)展進(jìn)一步研究，送電端考慮以500 kV線路接入?？紤]除雅中～江西特高壓直流、錦屏～江蘇特高壓直流已明確落點，其他電源外送尚無具體輸電線路規(guī)劃，因此，華中電網(wǎng)以四川省、湖北省作為受電區(qū)代表落點；南方電網(wǎng)以云南省和廣東省作為受電區(qū)代表落點；華東電網(wǎng)以江蘇作為受電區(qū)代表落點，接續(xù)川電外送華中和接續(xù)云電外送廣東部分的輸電線路，考慮固定資產(chǎn)折舊維持原輸電線路的更新，不再考慮新增投資。

圖4西電外送輸電工程單位千瓦投資與輸電電價關(guān)系成果圖

輸電線路工程投資估算暫按：送端換流站投資1 800元/kW，受端換流站投資900元/kW，直流線路投資570萬元/km；送電端接入線路投資350萬元/km。雅中～江西±800 kV特高壓直流、錦屏～江蘇±800 kV特高壓直流輸電工程投資采用可研設(shè)計成果。

根據(jù)各河流規(guī)劃外送水電到受端第一落點的輸電線路單位千瓦投資，按資本金財務(wù)內(nèi)部收益率8%測算，計算各河流電力外送平均輸電電價見表4～6。

表4 西南水電向華中電網(wǎng)送電輸電電價表

表5 西南水電向南方電網(wǎng)送電輸電電價表

2.3 受端落地電價

由上網(wǎng)電價和輸電電價可以得到西南水電外送到華中東四省、廣東、華東地區(qū)到第一落點的落地電價(含稅)，此電價已考慮輸電線路電量損耗。具體見表7～9。

表6 西南水電向華東電網(wǎng)送電輸電電價表

表8 西南水電送電南方電網(wǎng)落地電價表

表9 西南水電送電華東電網(wǎng)落地電價表

3 西南水電外送競爭力分析

3.1 目標(biāo)市場替代電源電價

西南水電電力外送受電地區(qū)主要為華中地區(qū)、南方地區(qū)和華東地區(qū)。根據(jù)各受端電網(wǎng)設(shè)計水平年電力發(fā)展規(guī)劃電源建設(shè)情況，可替代的電源主要有火電、風(fēng)電(含區(qū)外送入風(fēng)電、海上風(fēng)電)、抽水蓄能發(fā)電等。根據(jù)華中電網(wǎng)、華東電網(wǎng)和南方電網(wǎng)電力發(fā)展規(guī)劃中電源建設(shè)方案，在電源優(yōu)化選擇的基礎(chǔ)上，進(jìn)行電力電量平衡分析，考慮遠(yuǎn)景中國社會節(jié)能減排制約要求，選取各電網(wǎng)邊際電源測算組合。

根據(jù)華中東四省、華東地區(qū)、南方地區(qū)第一落點主要邊際電源選擇情況，按邊際電源與西南水電電力電量等效的原則，華中東四省電網(wǎng)推薦邊際電源為抽水蓄能+甘肅酒泉風(fēng)電組合和考慮碳排放制約后的燃煤電站2種情況[11-13]，分析的上網(wǎng)電價分別為0.534元/kWh和0.639～0.804元/kWh，取邊際電價0.7元/kWh；華東電網(wǎng)推薦邊際電源為新疆準(zhǔn)東風(fēng)電+抽水蓄能組合、海上風(fēng)電+抽水蓄能及考慮碳排放約束后的燃煤電站3種情況[11-13]，分析的上網(wǎng)電價分別為0.461、1.07元/kWh和0.639～0.804元/kWh，取邊際電價0.7元/kWh；廣東電網(wǎng)邊際電源初步選擇為海上風(fēng)電+抽水蓄能和考慮碳排放約束后的燃煤電站2種情況[11-13]，分析的上網(wǎng)電價分別為1.09元/kWh和0.639～0.804元/kWh，取邊際電價0.7元/kWh。

3.2 西南水電外送競爭力分析

西南水電外送落地電價與目標(biāo)市場替代電源電價對比,見圖5～7。

圖5西南水電外送電至華中電網(wǎng)落地電價競爭力分析圖

圖6西南水電外送電至南方電網(wǎng)落地電價競爭力分析圖

圖7西南水電外送電至華東電網(wǎng)落地電價競爭力分析圖

通過對金沙江、雅礱江、瀾滄江、怒江中下游外送水電經(jīng)濟(jì)性分析，金沙江上游、金沙江界河、雅礱江中游、瀾滄江上游(西藏段)送電到華中電網(wǎng)第一落點湖北的落地電價0.385～0.599元/kWh，除白鶴灘水電站1回直送華中電網(wǎng)落地電價外，其他各條河流水電落地電價均高于華中地區(qū)平均燃煤火電標(biāo)桿電價0.42元/kWh，但均低于華中東四省電網(wǎng)電源邊際電價0.7元/kWh；金沙江界河、瀾滄江上游(云南段)、怒江中下游送電到南方電網(wǎng)第一落點廣東電網(wǎng)的落地電價為0.395～0.457元/kWh，均高于南方地區(qū)平均燃煤火電標(biāo)桿電價0.384元/kWh，但均低于廣東電網(wǎng)電源邊際電價0.7元/kWh；金沙江界河、雅礱江下游送電到華東電網(wǎng)第一落點江蘇的落地電價0.312～0.438元/kWh，除雅礱江下游送電落地電價外，其他均高于華東地區(qū)平均燃煤火電標(biāo)桿電價0. 391 9元/kWh，但均低于華東電網(wǎng)電源邊際電價0.7元/kWh。

盡管目前中國西南水電送華中地區(qū)、南方地區(qū)及華東地區(qū)的落地電價略高于受端電網(wǎng)平均燃煤火電標(biāo)桿電價，市場競爭力偏弱，但隨著西南水電外送的成功實施，將清潔的可再生能源送至中國東部地區(qū)，可減少東部地區(qū)能源利用的壓力及對化石能源的消耗，并有效減少二氧化碳等溫室氣體的排放。考慮遠(yuǎn)景中國社會節(jié)能減排制約要求，清潔碳排放制約后的燃煤電站上網(wǎng)電價約0.639～0.804元/kWh，西南水電送電至華中(東四省)電網(wǎng)、南方電網(wǎng)和華東電將有較強的市場競爭力。

現(xiàn)階段中國貨幣政策相對較寬松，貸款利率較低，本次測算的西南水電外送落地電價為偏低水平。隨著中國社會經(jīng)濟(jì)持續(xù)發(fā)展，貨幣政策有收緊的可能性，項目融資成本將加大，屆時西南水電外送落地電價水平將有上升的趨勢。2030年后，考慮隨著中國東部受端電網(wǎng)能源緊缺，能源價格的上漲速度將高于普通物價的上漲速度，且現(xiàn)狀東部開發(fā)的可再生能源的價格已處在一個較高的水平，以及豐枯季節(jié)及峰谷分時電價的實施，電價和供電質(zhì)量等方面因素，西南水電的市場競爭力將更大。

4 結(jié) 語

中國西南地區(qū)水能資源豐富，可在滿足當(dāng)?shù)啬茉葱枨蟮幕A(chǔ)上考慮向華中地區(qū)、華東地區(qū)和南方地區(qū)輸送。從西南水電開發(fā)建設(shè)條件、送電規(guī)模、送電距離、輸電技術(shù)水平、以及受端電力市場需求等方面分析，西南水電外送建議方案具有一定的可行性。在不考慮中國社會節(jié)能減排制約要求時，西南水電外送的落地電價將略高于受端平均燃煤火電標(biāo)桿電價，市場競爭力偏弱，但從遠(yuǎn)期看，隨著中國能源資源的日益枯竭、能源瓶頸問題的日益突出，水電作為可再生的清潔能源，不消耗化石燃料，水電站在償還完貸款后，運行成本將大大降低，市場競爭力和經(jīng)濟(jì)性也會極大增強。同時，西南外送水電的開發(fā)建設(shè)將會增加地區(qū)的國民生產(chǎn)總值，提高地區(qū)經(jīng)濟(jì)實力，促進(jìn)當(dāng)?shù)厣鐣?jīng)濟(jì)又快又好發(fā)展，具有較好的社會效益。

中國政府明確提出2030年單位國內(nèi)生產(chǎn)總值二氧化碳排放比2005年下降60%～65%，并作為約束性指標(biāo)納入國民經(jīng)濟(jì)和社會發(fā)展中長期規(guī)劃。2030年，隨著中國西南水電外送實施后，每年可節(jié)約標(biāo)煤約10 902萬t，減少二氧化碳排放約32 794萬t，減少二氧化硫年排放量約122.1萬t，減少氮氧化物年排放量約126萬t，減少煙塵年排放量約147.5萬t，可有效減少對化石能源的消耗及環(huán)境污染，環(huán)境效益顯著。

綜上所述，建議國家加快推進(jìn)西南水電外送項目的開發(fā)建設(shè)，對開發(fā)條件好、經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)、前期工作進(jìn)展快的水電項目盡快批復(fù)其開發(fā)建設(shè)，并對西南水電開發(fā)建設(shè)給予一定的優(yōu)惠補償政策，進(jìn)一步提高西南水電外送的市場競爭力。

[1] 昆明勘測設(shè)計研究院.怒江中下游(干流松塔以下至中緬邊界)水電規(guī)劃報告[R].昆明：2003.

[2] 成都勘測設(shè)計研究院有限公司.金沙江上游水電規(guī)劃報告[R].成都：2011.

[3] 昆明勘測設(shè)計研究院.瀾滄江古水(含庫區(qū))至苗尾水電規(guī)劃報告[R].昆明：2007.

[4] 國家發(fā)展改革委.建設(shè)項目經(jīng)濟(jì)評價方法與參數(shù)[M].3版.北京：中國計劃出版社，2006.

[5] 國家能源局.水電建設(shè)項目經(jīng)濟(jì)評價規(guī)范：DL/T5441-2010[S].國家能源局發(fā)布，2010.

[6] 中華人民共和國國務(wù)院令第538號.中華人民共和國增值稅暫行條例[Z].2008.

[7] 財稅[2008]156號.關(guān)于資源綜合利用及其他產(chǎn)品增值稅政策的通知[Z].2008.

[8] 國稅發(fā)[2002]47號.國家稅務(wù)總局關(guān)于落實西部大開發(fā)有關(guān)稅收政策具體實施意見的通知[Z].2002.

[9] 藏政發(fā)[2014]103號.西藏自治區(qū)人民政府關(guān)于印發(fā)西藏自治區(qū)招商引資若干規(guī)定的通知[Z].2014.

[10] 拉銀發(fā)[2015]79號.中國人民銀行拉薩中心支行關(guān)于轉(zhuǎn)發(fā)<中國人民銀行關(guān)于下調(diào)金融機(jī)構(gòu)人民幣貸款和存款基準(zhǔn)利率并進(jìn)一步推進(jìn)利率市場化改革的通知>的通知[Z].2015.

[11] 發(fā)改價格[2015]3105號.國家發(fā)展改革委關(guān)于降低燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價和一般工商業(yè)用電價格的通知[Z].2015.

[12] 發(fā)改價格[2014]1216號.國家發(fā)展改革委關(guān)于海上風(fēng)電上網(wǎng)電價政策的通知[Z].2014.

[13] 發(fā)改價格[2015]3044號.國家發(fā)展改革委關(guān)于完善陸上風(fēng)電光伏發(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價政策的通知[Z].2014.

Analysis on Competitiveness of Hydroelectric Power from Southwest China in Market

WANG Juan1, ZHANG Jingmei2, JING Hao1

(1.Northwest Engineering Corporation Limited, Xi'an 710065,China;2. Water Resources and Hydropower Planning Investigation and Design Institute of Baoji Municipality, Shaanxi 721000,China)

In accordance with the proposed scheme for the hydroelectric power transmission from southwest China and through the estimated calculation of the average fit-in tariff, transmission tariff, tariff at transmission end and the marginal tariff of the alternative power sources at the receiver end of the hydroelectric power to be produced by main rivers in southwest China before 2030, the tariff at the transmission end of the hydroelectric power from southwest China is compared with the marginal tariff of the alternative power source at the receiver end. Although the tariff at the transmission end of the hydroelectric power from southwest China currently is higher than the average upfront tariff of the coal-fired power at the receiver end, it is lower than the marginal tariff of the alternative power sources at the receiver end. In consideration of requirements of energy conservation and emission reduction in the future in China as well as the energy shortage faced by the economic development in east China, the energy price will rise quickly and highly than that of the normal goods price. At that time, the hydroelectric power from southwest China will have stronger competitiveness in market.Key words: power transmission scheme; tariff at transmission end; marginal tariff at receiver end; competitiveness

1006—2610(2016)06—0001—05

2016-10-20

王娟(1980- )女，陜西省鳳翔縣人，高級工程師，主要從事水利動能經(jīng)濟(jì)工作.

F407.61;TM715

A

10.3969/j.issn.1006-2610.2016.06.001