中国西南水电外送电力市场竞争力分析

王 娟,张靖梅,景 浩

(1.中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司,西安 710065；2.陕西省宝鸡市水利水电规划勘测设计院，陕西省宝鸡市 721000)

中国西南水电外送电力市场竞争力分析

王 娟1,张靖梅2,景 浩1

(1.中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司,西安 710065；2.陕西省宝鸡市水利水电规划勘测设计院，陕西省宝鸡市 721000)

根据西南水电外送的建议方案，通过对2030年前中国西南地区主要河流水电开发外送的平均上网电价、输电电价、落地电价以及受端替代电源的边际电价进行测算，将西南水电落地电价与受端替代电源边际电价进行对比，虽然西南水电外送的落地电价略高于目前受端平均燃煤火电标杆电价，但均低于受端替代电源边际电价，考虑远景中国社会节能减排制约要求以及中国东部地区经济发展面临能源紧缺等情况，能源价格的上涨速度将高于普通物价的上涨速度，届时西南水电具有较大的市场竞争力。关键词：输电方案；落地电价；受端边际电价；竞争力

0 前 言

“西电东送”是中国资源分布与生产力布局的客观要求，也是变西部地区资源优势为经济优势，促进东西部地区经济共同发展的重要措施。从中国西南水电的发展趋势来看，未来水电发展将逐步向各主要河流的上游地区和西藏偏远地区转移。今后水电开发的重点主要集中在四川、云南、西藏三省(区)的怒江、金沙江、澜沧江、雅砻江、大渡河、雅鲁藏布江等六大流域。根据各河流规划开发时序安排及输电建议方案，设计水平年按2030年，考虑怒江上游、雅鲁藏布江下游外送梯级水电站主要在2030年以后开发，大渡河梯级电站未安排外送，故主要对怒江中下游、金沙江、澜沧江、雅砻江四大流域的待开发水电项目进行水电外送市场竞争力分析。

1 西南水电外送建议方案

中国“西电东送”将形成北、中、南3条主要通道：北通道由内蒙古、陕西等省区向华北电网输电；中通道由四川、重庆等省市向华中、华东电网输电；南通道由云南、贵州、广西等省区向华南输电。其中，北通道主要送的是火电，中通道和南通道主要送的是水电。西南各河流水电电力外送主要通过中通道和南通道输送至华中、华东和广东等地区，具体建议方案如下：

(1) 金沙江界河以待建乌东德、白鹤滩梯级水电站为代表进行分析[1]。乌东德水电站装机规模10 200 MW，考虑留存云南5 100 MW，剩余5 100 MW通过1回特高压直流供电华中东四省或华东电网。白鹤滩水电站装机规模16 000 MW，考虑2回特高压直流送电华中电网或华东电网。

(2) 金沙江上游规划外送梯级为岗托、波罗、叶巴滩、拉哇、巴塘、苏洼龙、昌波、旭龙、奔子栏9座水电站[2]，总装机容量13 445 MW，其中第一批开发(2025年前)的叶巴滩、拉哇、巴塘、苏洼龙、旭龙5级共8 445 MW，考虑在得荣汇集，通过1回直送华中电网；第二批开发(2025—2030年)的岗托、波罗、昌波、奔子栏4级共5 000 MW，在巴塘汇集，1回通过318国道送出至四川雅安，接续川电送往华中电网。

(3) 雅砻江中游规划外送的梯级楞古、孟底沟、杨房沟、卡拉等水电站，总装机容量7 500 MW，与其他梯级电站在四川盐源平台打捆通过雅中～江西±800 kV特高压直流送电江西，送电容量10 000 MW。雅砻江下游规划外送的梯级锦屏一级、锦屏二级、官地等水电站通过四川锦屏～江苏苏南±800 kV特高压直流运往江苏，送电容量7 200 MW。

图1 中国西南水电电力外送建设方案示意图

(4) 澜沧江上游(西藏段)外送5座梯级为班达、如美、邦多、古学、白塔及怒江支流玉曲河[3]，总装机容量7 868 MW，考虑在芒康汇集1回直送华中电网。澜沧江上游(云南段)主要依托乌弄龙、里底、托巴、黄登、苗尾等梯级水电站，在托巴输电平台打捆外送广东电网，送电容量5 000 MW。

(5) 怒江中下游电力外送主要依托鹿马登、马吉、亚碧罗等水电站，送电规模6 000 MW，通过福贡输电平台向广东电网供电。

中国西南水电电力外送战略布局见图1；2030年西南水电东送见图2。

图2 2030年西南水电东送示意图

2 西南水电外送电价分析

2.1 上网电价

水电站资源条件的差异，直接导致不同工程单位投资发生较大变化，从而影响到工程的经济指标。以装机容量2 000 MW为代表性方案，分别对单位电度投资1.5、2.0、2.5、3.0、3.5、4.0、4.5元/kWh七个方案进行测算[4-5]，装机年利用小时数按4 500 h初估，由于西南部分外送水电位于西藏，考虑西藏与西南其他地区贷款利率、税费优惠政策不同，对测算上网电价有一定的影响，因此按西藏境内水电和其他地区水电分别进行测算[6-10]。依据各地区现行财务制度及税收优惠政策，按资本金财务内部收益率8%测算各方案平均上网电价(含税)，以此作为送端水电确定边际电价的基础。

西南水电外送各单位电度投资方案平均上网电价成果见表1及图3。

根据各河流规划外送电源的送电方案、平均单位电度投资，按资本金财务内部收益率8%测算，计算各河流电力外送平均上网电价见表2。

2.2 外送输电电价

以输电线路送电容量7 500 MW为代表

性方案，分别对静态单位千瓦投资3 000、3 500、4 000、4 500、5 000、5 500元/kW六个方案进行测算[3-4]，其装机年利用小时数暂按5 000 h初估。依据现行财务制度及税收优惠政策[5-7]，按资本金财务内部收益率8%测算各方案平均输电电价(含税)，以此作为水电外送确定输电电价的基础。西南水电外送各单位千瓦投资方案输电电价成果见表3及图4。

表1 西南水电外送各方案经营期平均上网电价成果表

图3 西南水电外送单位电度投资与上网电价关系示意图

河流名称送电容量/MW单位千瓦投资/(元·kW-1)单位电度投资/(元·kWh-1)资本金财务内部收益率/%平均上网电价/(元·kWh-1)金沙江界河乌东德1020080002．008．00．282白鹤滩1600075001．888．00．269金沙江上游13445140003．088．00．357雅砻江中游10000100002．228．00．322雅砻江下游720070001．468．00．216澜沧江上游云南段500095002．118．00．309澜沧江上游西藏段8000180003．758．00．434怒江中下游600080001．788．00．256

表3 西南水电外送输电电价成果表

结合西南各河流水电开发外送规模、走廊资源、送电距离等因素，输电方式暂按±800 kV特高压直流考虑，今后结合具体送电容量、送电距离及特高压技术的发展进一步研究，送电端考虑以500 kV线路接入。考虑除雅中～江西特高压直流、锦屏～江苏特高压直流已明确落点，其他电源外送尚无具体输电线路规划，因此，华中电网以四川省、湖北省作为受电区代表落点；南方电网以云南省和广东省作为受电区代表落点；华东电网以江苏作为受电区代表落点，接续川电外送华中和接续云电外送广东部分的输电线路，考虑固定资产折旧维持原输电线路的更新，不再考虑新增投资。

图4西电外送输电工程单位千瓦投资与输电电价关系成果图

输电线路工程投资估算暂按：送端换流站投资1 800元/kW，受端换流站投资900元/kW，直流线路投资570万元/km；送电端接入线路投资350万元/km。雅中～江西±800 kV特高压直流、锦屏～江苏±800 kV特高压直流输电工程投资采用可研设计成果。

根据各河流规划外送水电到受端第一落点的输电线路单位千瓦投资，按资本金财务内部收益率8%测算，计算各河流电力外送平均输电电价见表4～6。

表4 西南水电向华中电网送电输电电价表

表5 西南水电向南方电网送电输电电价表

2.3 受端落地电价

由上网电价和输电电价可以得到西南水电外送到华中东四省、广东、华东地区到第一落点的落地电价(含税)，此电价已考虑输电线路电量损耗。具体见表7～9。

表6 西南水电向华东电网送电输电电价表

表8 西南水电送电南方电网落地电价表

表9 西南水电送电华东电网落地电价表

3 西南水电外送竞争力分析

3.1 目标市场替代电源电价

西南水电电力外送受电地区主要为华中地区、南方地区和华东地区。根据各受端电网设计水平年电力发展规划电源建设情况，可替代的电源主要有火电、风电(含区外送入风电、海上风电)、抽水蓄能发电等。根据华中电网、华东电网和南方电网电力发展规划中电源建设方案，在电源优化选择的基础上，进行电力电量平衡分析，考虑远景中国社会节能减排制约要求，选取各电网边际电源测算组合。

根据华中东四省、华东地区、南方地区第一落点主要边际电源选择情况，按边际电源与西南水电电力电量等效的原则，华中东四省电网推荐边际电源为抽水蓄能+甘肃酒泉风电组合和考虑碳排放制约后的燃煤电站2种情况[11-13]，分析的上网电价分别为0.534元/kWh和0.639～0.804元/kWh，取边际电价0.7元/kWh；华东电网推荐边际电源为新疆准东风电+抽水蓄能组合、海上风电+抽水蓄能及考虑碳排放约束后的燃煤电站3种情况[11-13]，分析的上网电价分别为0.461、1.07元/kWh和0.639～0.804元/kWh，取边际电价0.7元/kWh；广东电网边际电源初步选择为海上风电+抽水蓄能和考虑碳排放约束后的燃煤电站2种情况[11-13]，分析的上网电价分别为1.09元/kWh和0.639～0.804元/kWh，取边际电价0.7元/kWh。

3.2 西南水电外送竞争力分析

西南水电外送落地电价与目标市场替代电源电价对比,见图5～7。

图5西南水电外送电至华中电网落地电价竞争力分析图

图6西南水电外送电至南方电网落地电价竞争力分析图

图7西南水电外送电至华东电网落地电价竞争力分析图

通过对金沙江、雅砻江、澜沧江、怒江中下游外送水电经济性分析，金沙江上游、金沙江界河、雅砻江中游、澜沧江上游(西藏段)送电到华中电网第一落点湖北的落地电价0.385～0.599元/kWh，除白鹤滩水电站1回直送华中电网落地电价外，其他各条河流水电落地电价均高于华中地区平均燃煤火电标杆电价0.42元/kWh，但均低于华中东四省电网电源边际电价0.7元/kWh；金沙江界河、澜沧江上游(云南段)、怒江中下游送电到南方电网第一落点广东电网的落地电价为0.395～0.457元/kWh，均高于南方地区平均燃煤火电标杆电价0.384元/kWh，但均低于广东电网电源边际电价0.7元/kWh；金沙江界河、雅砻江下游送电到华东电网第一落点江苏的落地电价0.312～0.438元/kWh，除雅砻江下游送电落地电价外，其他均高于华东地区平均燃煤火电标杆电价0. 391 9元/kWh，但均低于华东电网电源边际电价0.7元/kWh。

尽管目前中国西南水电送华中地区、南方地区及华东地区的落地电价略高于受端电网平均燃煤火电标杆电价，市场竞争力偏弱，但随着西南水电外送的成功实施，将清洁的可再生能源送至中国东部地区，可减少东部地区能源利用的压力及对化石能源的消耗，并有效减少二氧化碳等温室气体的排放。考虑远景中国社会节能减排制约要求，清洁碳排放制约后的燃煤电站上网电价约0.639～0.804元/kWh，西南水电送电至华中(东四省)电网、南方电网和华东电将有较强的市场竞争力。

现阶段中国货币政策相对较宽松，贷款利率较低，本次测算的西南水电外送落地电价为偏低水平。随着中国社会经济持续发展，货币政策有收紧的可能性，项目融资成本将加大，届时西南水电外送落地电价水平将有上升的趋势。2030年后，考虑随着中国东部受端电网能源紧缺，能源价格的上涨速度将高于普通物价的上涨速度，且现状东部开发的可再生能源的价格已处在一个较高的水平，以及丰枯季节及峰谷分时电价的实施，电价和供电质量等方面因素，西南水电的市场竞争力将更大。

4 结 语

中国西南地区水能资源丰富，可在满足当地能源需求的基础上考虑向华中地区、华东地区和南方地区输送。从西南水电开发建设条件、送电规模、送电距离、输电技术水平、以及受端电力市场需求等方面分析，西南水电外送建议方案具有一定的可行性。在不考虑中国社会节能减排制约要求时，西南水电外送的落地电价将略高于受端平均燃煤火电标杆电价，市场竞争力偏弱，但从远期看，随着中国能源资源的日益枯竭、能源瓶颈问题的日益突出，水电作为可再生的清洁能源，不消耗化石燃料，水电站在偿还完贷款后，运行成本将大大降低，市场竞争力和经济性也会极大增强。同时，西南外送水电的开发建设将会增加地区的国民生产总值，提高地区经济实力，促进当地社会经济又快又好发展，具有较好的社会效益。

中国政府明确提出2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%～65%，并作为约束性指标纳入国民经济和社会发展中长期规划。2030年，随着中国西南水电外送实施后，每年可节约标煤约10 902万t，减少二氧化碳排放约32 794万t，减少二氧化硫年排放量约122.1万t，减少氮氧化物年排放量约126万t，减少烟尘年排放量约147.5万t，可有效减少对化石能源的消耗及环境污染，环境效益显著。

综上所述，建议国家加快推进西南水电外送项目的开发建设，对开发条件好、经济指标优、前期工作进展快的水电项目尽快批复其开发建设，并对西南水电开发建设给予一定的优惠补偿政策，进一步提高西南水电外送的市场竞争力。

[1] 昆明勘测设计研究院.怒江中下游(干流松塔以下至中缅边界)水电规划报告[R].昆明：2003.

[2] 成都勘测设计研究院有限公司.金沙江上游水电规划报告[R].成都：2011.

[3] 昆明勘测设计研究院.澜沧江古水(含库区)至苗尾水电规划报告[R].昆明：2007.

[4] 国家发展改革委.建设项目经济评价方法与参数[M].3版.北京：中国计划出版社，2006.

[5] 国家能源局.水电建设项目经济评价规范：DL/T5441-2010[S].国家能源局发布，2010.

[6] 中华人民共和国国务院令第538号.中华人民共和国增值税暂行条例[Z].2008.

[7] 财税[2008]156号.关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知[Z].2008.

[8] 国税发[2002]47号.国家税务总局关于落实西部大开发有关税收政策具体实施意见的通知[Z].2002.

[9] 藏政发[2014]103号.西藏自治区人民政府关于印发西藏自治区招商引资若干规定的通知[Z].2014.

[10] 拉银发[2015]79号.中国人民银行拉萨中心支行关于转发<中国人民银行关于下调金融机构人民币贷款和存款基准利率并进一步推进利率市场化改革的通知>的通知[Z].2015.

[11] 发改价格[2015]3105号.国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知[Z].2015.

[12] 发改价格[2014]1216号.国家发展改革委关于海上风电上网电价政策的通知[Z].2014.

[13] 发改价格[2015]3044号.国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知[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，陕西省凤翔县人，高级工程师，主要从事水利动能经济工作.

F407.61;TM715

A

10.3969/j.issn.1006-2610.2016.06.001