四川水電投融資機會分析

羅 洋 濤

(中國水電顧問集團成都勘測設計研究院 水資源規劃處,四川 成都 610072)

1 四川省水力資源概況與開發現狀

1.1 水力資源概況

四川省境內河流眾多,根據水力資源復查成果,全省水力資源理論蘊藏量 1.44億 kW,技術可開發裝機容量 1.2億 kW,經濟可開發裝機容量 1.03億kW。全省水力資源分布特點是西部地區多,東部地區少。西部地區金沙江、雅礱江、大渡河三大江河流域,規劃的大中小型電站眾多,尤其大型電站特別集中,可開發資源占全省的 84.5%。

1.2 四川省水電建設現狀

截至 2008年底,四川電網全口徑裝機達到3500萬 kW,其中水電裝機 2224萬 kW,水電開發率 18.5%。目前在建水電站裝機超過 2900萬kW,大部分為“三江”干流上的梯級。水電項目前期工作儲備充足,除雅礱江和金沙江干流上游河段水電規劃尚未完成以外,其余大中型河流基本上均已完成規劃。

1.3 水電開發主要存在問題

水電作為四川省能源資源重要組成部分,近年來得到了長足發展,裝機容量穩步增長,設計水平不斷提高。但值得注意的是:公眾對水電開發的理解和認識程度、生態環境保護、移民安置等問題又成了新形勢下水電開發的主要瓶頸,具體表現在:

(1)對水電的認識有待進一步提高和統一;

(2)結構性矛盾仍然存在;

(3)支持水電開發的政策需要進一步完善;

(4)水庫移民問題仍比較突出;

(5)與生態環境協調發展的問題尚需深入研究;

(6)與周邊電網的聯系需要加強;

(7)與地方經濟社會發展的結合度需進一步增強。

1.4 水電產業在四川省國民經濟發展中的作用與地位

能源是人類社會賴以生存和發展的重要物質基礎,是國民經濟的基礎產業和戰略性資源,對保障和促進經濟增長與社會發展具有重要作用。同時隨著社會經濟的發展,人們對環境質量的要求進一步提高,為了利用可再生潔凈能源,實現電力可持續發展戰略和國家最大區域的資源優化配置,以及能源和電力結構的優化調整,都需要大力發展水電。

水電資源開發具有投資強度大、投資效益好、產業帶動強的優勢,水電項目的建設對國民經濟相關行業的影響較大,尤其是在經濟欠發達的地區,投資往往成為地方經濟發展最直接的動因。四川省近幾年工農業生產雖有很大發展,但人口眾多,人均產值和產量在全國還是處于落后狀況。得天獨厚的水力資源開發利用程度較低,資源優勢尚未轉換成商品優勢是影響四川國民經濟可持續發展的重要因素。

根據四川能源資源的構成特點,優先大力開發水電,實現本省電力供需平衡后并形成“川電東送”格局,是四川省能源建設乃至振興地方經濟的重要途徑。水電產業是四川省重點培育和發展的六大支柱產業之一,必須加快發展,盡早地建設成全國水電能源的大基地。

2 四川省水電開發規劃

根據四川省水力資源開發規劃原則,并考慮四川省自身的遠景國民經濟發展和相應的電力需求,對各水系梯級水電站開發時序進行合理安排,2010年、2015年、2020年、2025年四川省水電總裝機容量將分別達到 2883萬 kW、5212萬 kW、6597萬kW、6905萬 kW(不包括金沙江干流水電)。

3 四川省電力市場分析及川電外送規劃

3.1 用電現狀及存在問題

隨著近年來四川國民經濟的快速發展和人民生活的日益改善,以及城鄉電網改造產生的效益逐步顯現,四川電網的供需矛盾較為突出。因此,四川省經濟建設的任務艱巨,電力市場發展空間大,要在2020年達到全面小康社會對電力的需求,有必要加快電源和電網建設。

四川電網水電比重大,現有水電站中徑流式水電站多,調節能力差,除寶珠寺(70萬 kW)、二灘(330萬 kW)、冶勒(24萬 kW)、紫坪鋪(76萬 kW)等具有年調節能力外,其余均為僅有日周調節能力和徑流式水電站,豐、枯水期出力差異大。目前,四川電網已表現出豐水期高峰時段性缺電,枯水期結構性缺電。

3.2 電力需求預測

改革開放以后,四川省長期嚴重缺電的局面得到了有效改善,較好地滿足了經濟增長和人民生活水平提高對電力的需求。四川電力在發展過程中呈現出生產規模擴大迅速、人均用電水平提高快、用電結構變化明顯、供需狀況大大改善的突出特點。

按照“十六大”全面建設小康社會的宏偉藍圖,四川省提出提前實現 2020年全省 GDP翻兩番的經濟發展目標,要求今后 20年 GDP年均增長率 8%左右。根據經濟增長和用電需求的關系,結合《四川省能源第十一個五年規劃及 2020年遠景目標》報告,以及目前四川負荷的實際增長和發展趨勢,預計2010年全社會用電量 1400億 kW·h,最大負荷2417萬 kW;2020年全社會用電量 2448億 kW·h,最大負荷 4246萬 kW。

3.3 合理的電源結構要求

四川省能源資源蘊藏量豐富,品種較為齊全,最主要的是水能及天然氣,其次是煤。水能及天然氣在全國能源資源構成中占有重要地位,而天然氣主要用于化工、工業燃料、城鎮用氣,不宜大量用于發電。在四川電力系統中水電電源占據主導地位,符合四川能源資源構成的特點。

隨著國民經濟的發展,居民生活用電和第三產業用電比重的不斷增長,用電結構發生變化,四川電網的負荷率指標逐步下降,峰谷差不斷上升,對系統電源的調峰需求更為迫切。

從四川省內各河流的徑流特性看,其徑流特點為年際變化小、而年內分配不均勻。從總體上看,四川省水電出力將長期存在年內的豐多枯少問題。遠景隨著雅礱江、大渡河以及中型河流的“龍頭”水庫和控制性水庫的相繼建成投運,整個水電站群調節徑流的能力將顯著增強。但“龍頭”水庫和控制性水庫的投資大,建設時間相對較長,尤其是雅礱江和大渡河上的大型水庫電站,建設難度更大、建設時間更長。從時間上看,近期電網內水電徑流調節能力有限,遠景徑流調節能力相對較好。

從四川電網安全穩定運行的要求考慮,四川省電網網內的水電比重近期宜保持在 70%左右。遠景隨著幾大水庫梯級的投產及外送和聯網規模的增加,四川省水電比重可達到 80%左右。其它電源可考慮建設一定比例的煤電、氣電、區外來電及核電,以補償水電資源的不足,提高電網的供電可靠性。

為保證四川省本地區的供電,四川省電網應積極加強與重慶、華中四省、華東以及西北等周邊電網的聯系,在將網內豐富的水電送到能源資源欠缺地區的同時,當四川省水電群遭遇特別枯水年時得到周邊電網的支持,以實現能源資源的優化配置。

3.4 川電外送規劃

四川省水力資源在我國能源資源中占有重要的戰略地位,根據國家西部大開發和“西電東送”的戰略部署,應大力開發四川省水電,并將其納入全國一次能源平衡之中,使四川水力資源開發利用更加合理有序,實現全國的能源資源的優化配置。

根據中國水電工程顧問集團公司組織編制完成的《四川省水電開發及外送規劃報告》和《西部水電基地開發和外送能力研究報告》,四川省總的外送規模為 2500萬 kW(不含金沙江干流梯級水電站),送電地區分別為重慶市、華中及華東電網,各水平年外送容量分別為:2010年 600萬kW、2015年2240萬 kW、2020年達到總規模 2500萬 kW。另外,四川和西北電網聯網可實現兩網的資源互補,充分發揮其水火電站的作用。據有關規劃,四川與西北電網初期交換容量(2010年水平)為 150萬 kW,最終為 300萬 kW(2015年始)。

4 重點項目經濟分析

4.1 當前四川水電開發的背景和形勢

2002年底,以“廠網分開”為主線的國家電力公司進行分拆,完成了電力體制改革的第一步。國內外資本紛紛把目光投向中國水電資源高度集中且開發潛力巨大的四川,在大渡河、雅礱江、金沙江、岷江等流域排兵布陣,其總投資額將超過 3000億元人民幣。與此同時,民營資本也逐步進入了收益穩、風險低的電力行業,經初步統計,目前投資四川在建水電項目的民營企業約 20家,涉及水電站 20余座,總裝機容量 150萬 kW,總投資額 90億元。

各方“正規軍”和民企的紛紛入川并極力搶占優質資源,形成了四川省迄今為止規模最大的一次水電開發浪潮。各大企業對流域開發權的“爭奪”和“搶占”異常激烈,繼早期流域開發歷史形成的格局基本延續后,至今,在四川境內,除雅礱江流域投資主體基本穩定外,其它流域的開發權或投資主體均經歷了二次甚至多次洗牌。

因此,總體來看,四川省目前的水電開發浪潮將持續高漲,對水電資源的搶奪仍將繼續,當前貌似穩定的格局隨時都面臨著重新洗牌的可能,這樣的背景對各個開發商而言,既是機遇同時又是巨大的挑戰。

4.2 主要投資者及競爭勢態

在四川水電開發市場中,主要投資者為國電集團、華能集團、華電集團、大唐集團、三峽集團、二灘水電開發公司、川投,以及地方電力和民營企業。

近幾年四川經濟發展迅速,電力需求逐年增加,同時“川電外送”是四川發展水電支柱產業的一個長期任務,水電開發前景光明。然而由于資源有限,在當前及今后新一輪電源建設高潮中,誰的電源點先上,誰就掌握了市場的主動權;誰的項目上得快、上得早、項目早得到國家的批準,誰就占得市場先機而獲得豐厚收益。

4.3 水電投資收益分析

4.3.1 建設成本

從 20世紀 90年代以來陸續建成的水電站看,單位千瓦投資大多在 5000元以下,個別達到 8000元。其中 90年代后期投產的寶珠寺和二灘單位千瓦投資達 8000元以上。寶珠寺因歷史原因拖的工期太長。二灘雖然施工順利,但投資中使用了外資增加了投資,加上物價上漲因素,建設期投資利息較高,因而投資較大。21世紀以來,隨著對水電開發建設作用的認識提高,逐漸開始了中小河流的流域梯級規模開發。梯級開發中首選地質條件較好、經濟指標優越、交通和上網便利的電源點,總體上投資相對較小,單位千瓦投資約 5000元。但隨著物價上漲、政策變化、對生態環境和移民安置要求的提高,以及資源條件(包括河流、交通、上網等)逐步變差,水電的投資增加較大,單位千瓦投資增加至 1萬元左右,最高的甚至達到 2萬元以上。但總體上水電的單位造價仍較其它清潔、可再生能源(如風電、太陽能等)低。

4.3.2 經營成本

水電站發電成本主要包括折舊費、修理費、保險費、職工工資及福利費、住房公積金、勞保統籌費、材料費、庫區基金、水資源費、利息支出和其他費用。成本中以折舊費和利息支出兩項所占比重較大,水電一旦還清借款,成本支出大為下降。發電經營成本中不包括折舊費和利息支出的全部費用。

隨著物價上漲和政策變化,水電的發電單位成本在逐步升高。經初步測算,21世紀初,在四川平均水電的運行成本中單位發電成本在 0.10～0.26元/kW·h之間(還款期內),單位經營成本在 0.03～0.04元/kW·h之間;近期規劃的水電站的運行成本中單位發電成本提高至 0.21～0.40元/kW·h之間(還款期內),單位經營成本在 0.04～0.07元/kW·h之間。火電發電單位成本在 0.30～0.45元/kW·h之間,燃料單位成本在 0.23～0.31元/kW·h之間。另外,隨著煤炭資源的減少,火電燃料單位成本還將進一步增加,而水電運營成本相對較低且變化不大。

4.3.3 上網電價

4.3.3.1 上網電價的歷史沿革

1985年前指令性的銷售電價沒有投資回報概念。1985年是我國電價變革具有重要意義的一年,國家出臺《關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定》,以及以后的電價隨燃運加價浮動的重要政策,鼓勵地方、部門和企業投資建設電廠,投資主體多樣化,由原來的單一制改為多家辦電的形式。實行“新電新價”,形成了“一廠一價”。隨著電力供需緩和,2001年原國家計委下發文件,將正在執行的還本付息電價改為按發電項目經營期核定平均上網電價,新建電廠按經營期平均上網電價核定。

2005年 6月發改委調整電價時取消了絕大部分的計劃電量和計劃內電價(包括水電),全部電量采用同一核準價格,并公布了各個地區水、火電上網的標桿電價。

從現行電價的形成機制看,我國執行的電價只反映了電力生產、傳輸、配送等環節的直接生產成本,而沒有反映對環境的影響和對資源的耗竭程度。目前,國家已開始進行電力體制以及電價的改革。

就四川省而言,2004年 6月國家發展和改革委員會發布了《關于疏導華中電網電價矛盾有關問題的通知》,決定適當調整銷售電價水平,規范電價管理。對四川省為:統一核定新投產(含已投產未定價及未來投產)機組的上網電價;四川電網統一調度范圍內新投產燃煤機組(含熱電機組)上網電價(含稅),未安裝脫硫設備的分別核定為每千瓦時0.295元;安裝脫硫設備的在此基礎上每千瓦時提高 0.015元。四川電網統一調度范圍內新投產水電機組上網電價核定為每千瓦時 0.28元(含稅)。2006年 6月四川省物價局轉發《國家發展改革委關于調整華中電網電價的通知》的通知規定:四川電網統一調度范圍內新投產火電廠標桿上網電價,未安裝脫硫設備的每千瓦時 0.3328元,安裝脫硫設備的(含循環流化床機組)每千瓦時 0.3478元。水電廠標桿上網電價為每千瓦時 0.288元(含稅)。對水庫電站,四川省物價局同意按照對調節能力強的水電項目積極支持的原則,按經營期電價政策測算水庫電站上網電價。2008年 8月四川省物價局轉發《國家發展改革委關于提高火力發電企業上網電價有關問題的通知》的通知,四川電網統一調度范圍內新投產燃煤電廠標桿上網電價(含稅):安裝脫硫設施的(含循環流化床機組)每千瓦時 0.3837元;未安裝脫硫設施的每千瓦時 0.3687元。

為了運用經濟手段引導電源合理開發和用戶合理用電,國家計委在《國家計委關于頒布 ＜四川省電網豐枯、峰谷電價暫行規定 ＞的通知》中,提出了運用價格杠桿調節電力需求促進合理用電的方針,為電網運用市場化辦法解決調峰問題提供了政策依據。四川電網從 1999年 1月起實行豐枯、峰谷浮動。根據《四川省電網豐枯、峰谷電價暫行規定》,電站按豐枯、峰谷電價計算發電收入。枯水期電價在平水期基礎上上浮 50%,豐水期電價在平水期電價基礎上下浮 25%;高峰時段電價在平時段電價基礎上上浮 33.5%,低谷時段電價在平時段電價基礎上下浮 50%。

4.3.3.2 與其它地區上網電價的比較

四川省火電標桿上網電價比最高的廣東低0.1054元/kW·h,比最低的甘肅高 0.0775元/kW·h,在 16個省區中排第 10位。

四川省水電標桿上網電價 0.288元/kW·h,比最高的湖南低 0.013分/kW·h,比最低的云南高0.0664元/kW·h,在有水電標桿電價的 8個省區中排第 2位。

4.3.3.3 電價機制存在的主要問題

(1)電價形成機制未能與市場經濟要求相適應。一是 “廠網分開”后未能在上網電價方面實現“競價上網”;二是未能按電價改革方案形成輸配電價格;三是銷售電價分類復雜,電價結構未能反映用電負荷特性對供電成本的影響;四是尚未實施兩部制電價,沒有容量電價,不能真正體現反映電力系統和市場經濟特點。

(2)同網同價尚未體現。一是水電和火電上網電價不同價;二是“一廠一價”和“標桿電價”造成機組之間不同價;三是城鄉用電未完全同價;四是外送和內銷不同價,外送省外電價低于本省內銷電價。

(3)疏導電價壓力大。一是在上一輪“煤電聯動”尚未完全消化的情況下,本年度電煤價格又有所上升,部分火電廠現已處于虧損;二是近幾年新投產機組和電網項目受三材及機電設備價格上漲、人工工資上調和征地及移民安置費用大幅增加等因素影響,建設投資增幅較大,貸款還本付息壓力大,電價疏導矛盾多。

4.3.3.4 水電上網電價初步預測

油、氣、水、電、煤、土地等資源定價市場化改革從 2005年年底開始提速,其中電價改革無疑是電力體制改革的重中之重。由于電力與國民經濟和社會生活各個方面息息相關,牽一發而動全身,需要慎之又慎,穩妥推進。從政府宏觀層面上分析,國家已將資源價格改革提上議事日程,要求加快推進能源體制改革,逐步形成能夠反映資源稀缺程度、市場供求關系和污染治理成本的價格機制。

從目前的情況來看,未來市場銷售電價上漲的可能性較大。一方面,我國資源價格長期以來處于低位運行狀態,這間接造成了投資過熱和資源浪費;另一方面,火電機組占我國電力總裝機的 70%,煤炭價格變動對電力行業影響非常大。目前,國家發展改革委已經宣布放開電煤價格,電煤價格“漲”聲一片,這使得電價上漲的壓力驟增。加上第一次“煤電聯動”還存在“欠賬”,發電企業為了避免出現虧損的局面,要求實行第二次“煤電價格聯動”以提高上網電價。

國家已經把“建設資源節約型、環境友好型社會”列入“十一五”規劃,當前電價還未達到反映資源稀缺程度和污染治理成本水平,低電價不利于引導降低能源消耗,這與建設資源節約型社會是相矛盾的。通過適度上調電價,可促使企業和居民樹立節約意識,提高能源使用效率。

越演越烈的能源短缺及可持續發展觀的確立,使國家高度重視節能與可再生能源的開發,對電價主管部門而言,將電價政策調整到以可持續發展為核心目標,無疑也應是當務之急。但作為可再生能源主力軍的水電,其上網電價至今仍低于同一電網的火電。另外,隨著水電開發向縱深發展,后期建設的電源點經濟指標已逐步下降,且水庫移民投資大幅增加,水電開發建設對提高上網電價的要求將越來越強烈。據四川最新設計的水電資料顯示,2015年后投產發電的水電站按全部投資財務內部收益率8%測算,其上網電價 (含稅)大多數將在 0.35元/kW·h以上,遠高于目前水電標桿上網電價。如果水電長期保持低電價,則后期投產發電的水電站將長期處于虧損狀態,這勢必影響對水電的投資。

綜上所述,考慮到水電站的建設投資和運行成本均在增加,以及國家對能源(尤其是可再生能源)的需求,預計未來電價將呈現上漲趨勢。但是電力是國家的基礎產業,與人民生活息息相關,國家在電價的調控上極為慎重,電價不會大起大落。

4.4 不同類型電站的優劣勢分析

水電站按水頭集中方式、水庫調節性能差異進行分類。按水頭集中的方式可分為:壩式、引水式和混合式水電站。按水庫調節徑流的能力可分為:多年調節、年調節、季調節、周調節、日調節和無調節的徑流式水電站。

引水式水電站的主要特點有:①庫容小,調節性能差;②淹沒損失少;③產生減脫水河段;④樞紐布置分散,不利于運行管理。壩式水電站的主要特點有:①具有日調節以上性能時,可擔任電力系統的調峰、調頻和備用任務,增大電站的發電效益和提高供電質量;②樞紐布置集中,便于運行管理;③無減脫水河段,相反其庫區可增加河道水深,有利于通航;④水庫淹沒損失較大。混合式水電站特點則介于引水式和壩式之間。

為更好地分析引水式與水庫水電站的經濟指標優劣,對四川省內各河流上龍頭水庫和引水式水電站進行對比分析。結論如下:

從單位經濟指標看,水庫電站的單位千瓦投資介于 8533～24931元,平均為 13441元;單位電能投資介于 2.15～8.54元/kW·h,平均為 3.62元/kW·h。引水式電站單位千瓦投資介于 4725～15343元,平均為9115元;單位電能投資介于 1.07～3.85元/kW·h,平均為 2.15元/kW·h。顯然,引水式電站的經濟性優于水庫電站。由于水庫電站的水庫淹沒損失、工程量等均相對較大,其單位經濟指標必然大于引水式電站。但水庫電站在系統中一般承擔調峰、調頻和備用任務,且將增加下游引水式電站的發電效益、改善全河各梯級電站的供電質量,因此,其作用是引水式電站所不能替代的。在河流規劃和審批中,條件許可的河流均要求建設龍頭水庫。龍頭水庫電站不僅在系統中等效電量大于引水式電站,同時在上網電價核準時批復的標桿上網電價可高于引水式電站,以保證其正常運營。另外,不同河流的龍頭水庫電站由于其地理位置、河流徑流量、利用水頭、地質條件、工程技術難度以及水庫淹沒量等差異較大,需視具體情況分析,不能一概而論。

4.5 水電發展趨勢分析

隨著國家和四川省對水電開發的高度重視,以及各發電公司的積極參與,預計四川水電裝機規模在近期(2010年)將達到 3000萬 kW,中期 (2012年)將達到 4000萬 kW,遠景 (2020年)將達到9000萬 kW。

從發展趨勢看,水電開發隨著資源條件、物價水平、環保和水庫移民安置要求,以及政策調整等變化,投資必然相應增加;電站運行的成本亦將有所增加,但增幅有限;上網電價將隨著經營壓力增大而相應增加。

5 水電產業環境分析

5.1 水電開發符合國家能源發展方向

水電與火電相比在環保方面具有得天獨厚的優勢。世界上大多數國家,特別是北美、歐洲經濟發達國家都是優先發展水電。隨著我國對環境保護和生態質量的重視,水電規模在中國電源的總體比重將逐步提高。此外,我國水電資源主要分布在我國云、貴、川等西部地區,發展水電與我國正在實施的西部大開發戰略相吻合。在 2004年 3月國務院下發的《關于進一步推進西部大開發的若干意見》中指出:“大力開發水電,合理配置火電,建立合理的西電東送電價體制,對水電的實際稅賦進行合理調整,支持西部地區水電發展”。

5.2 電力體制改革促進水電行業快速發展

隨著“廠網分開,競價上網,南北互供,全國聯網”的逐步實施,水電業優勢將得以充分展現,這將極大地促進水電業的發展。

(1)競價上網中水電的成本優勢凸顯。在競價上網中,各種能源之間的價格比較將成為決定其發展前景的首要因素。在電力生產構成中,水電發電機組的長運營期(一般為 50年,甚至更長)和低成本,是火電機組無法比擬的。目前火電運營成本約為水電的 3～4倍。如計及通脹因素,水電的成本優勢更為突出。

(2)電網建設的加快將使水電的低成本優勢得到真正體現。過去由于各區域電網沒有實現聯網,電力市場自由競爭無法實現,而水電公司多數地處經濟不發達的西部地區,當地用電增長潛力小,因此水電低成本的競爭優勢得不到體現。隨著“廠網分開,競價上網,南北互供,全國聯網”以及大用戶直供的逐步實施,西部地區水電相對于火電的低成本競爭優勢將真正得到體現。

(3)大用戶直供對水電企業來說是—個較大的機遇。在新的電力體制下,我國將開展發電企業向大用戶自接供電的試點,這對低成本的水電公司也是—個較大的機遇。供電價格由雙方根據市場供求情況進行協商,不僅有利于提高電力銷售量,以及通過減少供電環節,達到供需雙贏的愿望,而且通過直接掌握一部分終端的電力消費者,減少未來對電網公司的依賴,減少在豐水期的棄電量,使水電公司的電量銷售更有保障。

(4)節能發電調度的逐步實施將進一步提高水電的發電效益。2007年 8月國家發改委、環保總局、電監會、能源辦頒發的《節能發電調度辦法(試行)》及其《實施細則》等,擬對現行發電調度方式進行改革,以促進電力工業提高能源使用效率,減少環境污染,推進能源和電力結構調整及其優化,實現電力工業的可持續發展。目前,《節能發電調度辦法(試行)》已出臺了配套的《實施細則》,全國選擇了5個試點省份,四川即是其中之一。

節能發電調度基本思路在于:改變傳統發電調度方式,取消按行政計劃分配發電量指標的做法;以節能、環保、經濟為標準,大范圍優化發電排序,優先調度可再生能源,按機組能耗和污染物排放水平由低到高排序,依次調用化石類發電資源;除聯網電廠外,將發電調度權限集中到省級及以上電力調度機構。節能調度實施細則中規定,在保證電力系統安全穩定運行和連續供電的前提下,依序安排發電機組發電。在各類發電機組的整體排序上,水能等可再生能源發電機組處于優先發電的位置。節能調度的推行,使潔凈的水能資源得到優先使用,水資源利用率將大大提高。

6 四川水電產業機會與風險分析

6.1 四川水電產業機會分析

從外部環境分析,我國目前電力需求短缺且長期需求前景看好;電源結構的不合理加快了可再生能源和新能源的發展步伐,優先發展水電逐漸形成共識;發展水電與我國正在實施的西部大開發戰略相吻合;競價上網的電力體制改革,將使水電的成本優勢凸現;全國聯網拓展了水電的銷售市場;大用戶直供和節能調度給水電企業帶來了較大的機遇。

從內部環境分析,四川擁有豐富的水力資源,且開發程度較低;水電作為清潔環保能源,具有火電所無法比擬的優越性。從社會效益來看,水電擁有發電、防洪、灌溉、航運等巨大的綜合效益;水電企業具有長運營期、低運營成本的明顯優勢;在水電行業經歷了五十多年的艱難歷程后,技術成熟度在不斷提高,處理復雜問題的能力大大增強。

從水電行業的經濟性看,四川水電基地是全國水電的富礦,大部分水電站技術經濟指標優越,通過測算的當地上網電價,與受電地區其它新建電源的上網電價相比,往往具有較強的競爭力。

6.2 四川水電產業風險分析

由于水電工程的特殊性,其風險因素也有其獨特性。對工程影響比較大的因素歸納起來可概括為政策風險、市場風險、技術風險、環境與移民風險等幾種。

6.2.1 政策風險

政策風險主要包括國家政治經濟的變化和政策調整導致的工程停工、投資大幅度增加或工期延長等。西部大開發、西電東送是黨中央國務院的戰略部署。國家西部開發政策和四川省鼓勵發展水電的政策對水電工程是非常有利的,今后水電工程建設的經濟環境會越來越好。目前的政策風險因素如水電的稅收政策、環境保護及移民政策對工程有一定的影響,但國家將逐步完善有關政策。

6.2.2 市場風險

市場風險一般來自 3個方面:—是市場供需實際情況與預測值發生偏離:二是項目產品市場競爭力或者競爭對手情況發生重大變化;三是項目產品和主要原材料的實際價格與預測價格發生較大偏離。

四川水電站部分電力需要外送,送電華東、華中、重慶等地區,這些地區特別是華東地區經濟高速持續增長,又缺少能源,對外來能源需求大。四川水電開發主要風險因素來自:首先,競爭對手的加入,使該地區競爭日趨激烈。其次,水電站受天然徑流影響較大,如果電能質量不好,長距離輸電也存在不確定性,需要加強規劃設計的可靠性,確保運行的安全。

6.2.3 工程建設風險

水電項目的工程建設項目多,土建及安裝工程量大,工程結構復雜,施工質量要求高,而建設地點通常在西部經濟不發達的高山峽谷交通困難的地區,施工條件差,前期籌建準備周期長,還受到一些自然因素制約。受水文、氣象、地形、地質、工程樞紐布置等條件影響,施工導流、主體工程施工存在—定的不確定性風險因素。在開發建沒水電工程的過程中,建設征地和水庫移民是制約水電工程建設的關鍵因素之—,其涉及面廣、關系復雜、影響因素多。工程項目在施工階段與可研階段勘測設計資料還有一定出入,可能需要修改設計,增加工程量和投資。水電工程投資材料價格的變化對水電工程投資來說存在一定影響。

6.2.4 技術風險

大部分水電站技術問題復雜,風險因素存在于工程勘測、設計、施工、設備制造、生產運行等過程中。技術風險是常規性的不可避免的風險,包括地質條件、材料供應、設備供應、工程變更、技術規范、設計與施工等造成的風險。

7 主要結論與建議

從資源條件看,四川水能資源得天獨厚;從前期設計工作看,四川水電項目前期工作儲備充足,具備大規模開發的條件;從投資環境看,四川水電大規模開發符合國家可持續發展戰略、西部大開發戰略以及西電東送戰略,其電力市場和上網電價有國家可再生能源及節能調度等政策支持;從投資價值看,四川水電的長運營期、低運營成本與其它電源相比優勢明顯,且收益穩定,具有長期投資的價值。

由于水電開發投資大、牽涉面廣,建議有關部門重視電力規劃,加強宏觀調控力度,正確引導電網、電源建設;重視水電前期工作,科學有序地開發水電;盡早落實區外供電市場和供電方式,避免大規模開發可能帶來的市場風險;盡早將資源優勢轉化為巨大的經濟效益,促進四川水電開發和經濟的快速增長。