西藏多布水電站電量消納及電價分析研究

李 程·丹 增 尼 瑪

(國家能源投資集團有限責任公司，北京 100034)

1 概 述

多布水電站為《尼洋河流域綜合治理與保護規劃報告》中的推薦項目，地處西藏林芝地區林芝縣八一鎮多布村，電站的開發任務以發電為主，兼顧灌溉，促進地方經濟發展。電站裝機容量為12萬kW，年利用小時數為4 217 h，多年平均年發電量約5.06億kW·h，調節庫容1 300萬m3，為日調節電站。多布水電站的供電范圍為西藏中部電網，以220 kV一級電壓接入電力系統。多布水電站采用中央預算投資、企業自籌資本金及銀行貸款的融資方式，實際總投資約28.04億元。

2 電力負荷預測

西藏自治區成立以來，國家對西藏的支持和投資力度不斷加大，地區經濟得到了快速發展，2015年，全區生產總值達到1 026.39億元，增長11%。隨著經濟的快速發展，電力需求增長迅速。相關預測成果表明：2015年西藏中部電網需電量為44.81億kW·h，最大負荷為95.7萬kW；2020年西藏中部電網需電量為82.44億kW·h，最大負荷為174.9萬kW，“十三五”電量增長率為12.97%，負荷增長率為12.81%；2025年西藏中部電網需電量為108.97億kW·h，最大負荷為236.1萬kW，“十四五”電量增長率為5.74%，負荷增長率為6.18%。受氣候條件影響，西藏中部電網冬季負荷較高，最大負荷一般出現在12月。

西藏中部電網負荷預測成果見表1，西藏中部電網負荷特性見表2，西藏中部電網典型年負荷曲線見表3，西藏中部電網2015～2025年最大負荷曲線見表4，西藏中部電網2015～2025年平均負荷曲線見表5。

表1 西藏中部電網負荷預測成果表

表2 西藏中部電網負荷特性表 /%

3 有效電量分析

多布水電站裝機容量為12萬kW，多年平均年發電量為5.06億kW·h，裝機利用小時數為4 217 h，供電西藏中部電網。電站投運后，受來水情況、系統負荷需求特性、網內電源構成等影響，有效電量存在一定的不確定性。眾所周知，有效電量是影響水電站運行經濟性的重要因素之一，將直接影響上網電價測算。筆者對西藏中部電網各水平年逐月電量進行了平衡，分析并計算了多布水電站各水平年在系統中的電量消納情況。

3.1 西藏中部電網電量平衡

表3 西藏中部電網典型年負荷曲線表 /%

表4 西藏中部電網2015～2025年最大負荷曲線表 /萬kW

表5 西藏中部電網2015～2025年平均負荷曲線表 /萬kW

3.1.1 平衡原則

多布水電站第1臺機組投產時間為2015年8月，2016年1月電站全部機組投產。為了更好地分析多布水電站在西藏中部電網中的電量消納情況，筆者對西藏中部電網2015年(初期投產)、2016年和2020年三個水平年中水年的電量進行了平衡。

(1)鑒于西藏電力建設前期工作基礎資料缺乏，因此而無法進行系統代表年選擇，筆者僅以各電站的中水年資料參與平衡。

(2)由于存在缺少抽水電源、泥沙磨損機組及環境等問題，羊湖抽水蓄能電站長期借水發電，目前湖水位已降至最低發電取水水位，已導致羊湖電站目前只能作為備用電源而不參與系統平衡。

(3)平衡中，充分發揮已建電站的電量效益，地熱電站的電量考慮全部被系統吸收。

(4)光伏電站只考慮其電量效益，不考慮容量作用。

光伏電站發電時雖然具有一定的容量，但由于其發電的不穩定性，一般在電力電量平衡中不考慮其容量作用；另一方面，由于新能源具有優先上網的優勢，其電量優先被吸收，故在電力電量平衡中需考慮其電量效益。

(5)青藏直流聯網一期工程已建成，送電規模為60萬kW；二期工程尚未建設。因此，2015年、2016年的送電規模按60萬kW考慮(實際送入30萬kW，另外30萬kW作為備用，送出規模為60萬kW)，2020年及以后按最終規模120萬kW考慮(實際送入亦按50%考慮，送出規模為120萬kW)。

3.1.2 平衡方案

西藏中部地區“十二五”期間電力負荷增長較快，而電源建設相對滯后，電源的增長遠低于用電的增長，電網缺電較重，汛期也沒有多余的電量外送。青藏直流聯網一期工程建成后，僅在枯期送入電力，汛期還未往外送出過電力。“十三五”期間，隨著藏木、多布、拉洛等水電站相繼投產，系統汛期將出現盈余電量。因此，考慮到青藏聯網汛期尚未實現藏電送出的現狀，首先進行了只考慮平枯期送入、汛期暫不送出的方案計算多布水電站的年有效電量。同時，從藏電外送發展情況看，重點是發揮青藏聯網的雙向互送作用，將中部電網汛期的盈余電量適當送往青海電網，故擬定了以下兩個平衡計算方案：

方案(1)：考慮系統平枯期的不足電量由青藏聯網送入，不考慮青藏聯網汛期送出，依此計算多布水電站被系統吸收的有效電量；

方案(2)：以拉薩換流站為計量點，考慮青海電網汛期電量消納的不確定性，暫按青藏聯網送入電量與送出電量基本平衡的原則計算多布水電站被系統吸收的有效電量。

3.1.3 平衡成果

筆者對西藏中部電網2015年、2016年和2020年三個水平年中水年進行了逐月電量平衡計算，各方案電量平衡成果見表6。

表6 西藏中部電網2015～2020年中水年電量平衡成果表

注：負值表示系統缺電量。

3.1.4 成果分析

從表6可以看出，2015～2020年西藏中部電網枯平期均缺電且缺電量逐年越來越大；各水平年參與平衡電站的電量全部被系統吸收且均需青藏直流聯網工程送電。

2015～2020年西藏中部電網汛期均有盈余電量，既使按青藏聯網送入、送出電量基本平衡考慮，各水平年系統年棄水率分別為25.5%、19.6%和17.7%，汛期仍有較多棄水電量。

3.2 多布水電站具有的有效電量

根據西藏中部電網各水平年電量平衡計算成果，系統水電按同比例棄水和同比例外送電量的原則計算出的多布水電站兩方案初期運行及正常運行有效電量情況見表7。

表7 多布水電站2016～2020年逐月有效電量成果表 /億kW·h

注：2017～2019年有效電量由2016年與2020年平衡成果插值計算。

由表7可見：

(1)在不考慮青藏聯網汛期送出的情況下，多布水電站2016年正常運行的有效電量為3.41億kW·h，相應利用小時數為2 842 h；2020年正常運行的有效電量為3.63億kW·h，相應利用小時數為3 025 h。

(2)按青藏聯網送入、送出電量平衡考慮， 2016年正常運行的有效電量為4.07億kW·h，相應利用小時數為3 392 h；2020年正常運行的有效電量為4.25億kW·h，相應利用小時數為3 542 h。較不考慮青藏聯網汛期送出情況，各水平年可多消納0.15億kW·h、0.66億kW·h和0.62億kW·h汛期電量。

4 上網電價測算

4.1 上網電價測算方法

本項目上網電價測算方法采用經營期電價法。

經營期電價測算方法是在綜合考慮電力項目經濟壽命周期內各年度的成本和還貸需要的變化情況的基礎上，通過計算電力項目每年的現金流量，按照使項目在經濟壽命周期內各年度的凈現金流量能夠滿足按項目注冊資本金計算的財務內部收益率為條件測算上網電價。

(1)年有效電量。

多布水電站具有日調節能力，在系統中的棄水情況可參照系統水電群的棄水率考慮。根據西藏中部電網電量平衡成果分析，不考慮青藏聯網汛期送出情況下(方案(1)情況)，2016年正常運行的有效電量為3.41億kW·h，2020年正常運行的有效電量為3.63億kW·h；按青藏聯網送入、送出電量平衡考慮(方案(2)情況)，2016年正常運行的有效電量為4.07億kW·h，2020年正常運行的有效電量為4.25億kW·h。兩種方案情況下多布水電站的年有效電量見表8。

表8 多布水電站逐年有效電量表 /億kW·h

注：(1)2017～2019年有效電量為插值計算；(2)2020年以后通過青藏聯網送出的電量暫按不變考慮。

(2)計算期。

本電站計算期采用35 a，其中經營期30 a。

4.2 總成本費用計算

電站發電成本包括折舊費、修理費、保險費、職工工資及福利費、材料費、庫區基金、水資源費、利息支出和其他費用。

發電經營成本指不包括折舊費和利息支出的全部費用。

(1)折舊費。

年折舊費=固定資產價值×綜合折舊率

根據《水電建設項目經濟評價規范》(DL/T 5441-2010)，水電經營期一般可取30 a進行計算，折舊按照30 a直線折舊的方式進行，綜合折舊率取3.33%。

(2)修理費。

修理費=固定資產價值×修理費率

修理費按固定資產價值的1%計。

(3)工資福利等。

工資按職工人數乘以年人均工資計算，根據《多布電站可行性研究報告(審定稿)》確定的定員和工資總額取值。

(4)保險費。

保險費=固定資產價值×保險費率

根據《多布電站可行性研究報告(審定稿)》，多布電站的保險費率取固定資產價值的0.08%。

(5)材料費。

材料費=裝機容量×單位kW材料費

(4)疏水系統：疏水擴容器人孔門；所有與疏擴、疏水立管相連的管路及閥門；疏水冷卻器疏水、鍋爐啟動疏水及除氧器溢放水至凝汽器管路及閥門。

根據《多布電站可行性研究報告(審定稿)》，多布電站的材料費定額取每千瓦17元。

(6)水資源費。

水資源費=廠供電量×單位電能提取費用

根據《多布電站可行性研究報告(審定稿)》，多布電站的水資源費按廠供電量每kW·h提取0.002元。

(7)其它費用。

其它費用=裝機容量×單位kW其它費用

根據《多布電站可行性研究報告(審定稿)》，多布電站的其它費用定額取每千瓦46元。

4.3 發電效益計算

(1)收 入。

通過青藏聯網送出電量，其汛期外送電量暫按上網電價0.1元/kW·h(含稅)計算收益。

銷售收入包括供系統電量收入和外送電量收入(汛期電量送出情況)。

(2)稅 金。

① 增值稅。

根據《中華人民共和國增值稅暫行條例》規定，獨立核算的電力企業其電力產品增值稅稅率為17%。增值稅為價外稅，此處僅作為計算銷售稅金附加的基礎。

② 銷售稅金附加。

銷售稅金附加包括城市維護建設稅和教育費附加，以增值稅稅額為計算基數。根據《中華人民共和國城市維護建設稅暫行條例》《征收教育費附加的暫行規定》等，多布水電站城市維護建設稅采用7%，教育費附加采用5%。

(3)利 潤。

企業利潤按國家規定作相應調整后依法征收所得稅。

根據《西藏自治區人民政府關于我區企業所得稅稅率問題的通知》(藏政發[2011]14號)，企業所得稅稅率為15%。根據《西藏自治區企業所得稅稅收優惠政策實施辦法》(以下簡稱“實施辦法”)，投資水利、交通、能源、城市(鎮)公共設施等基礎設施和生態環境保護項目建設、經營的，對于其項目業務收入占企業總收入70%以上的，自項目取得第一筆生產經營收入所屬納稅年度起，免所得稅7年。

稅后利潤提取10%的法定盈余公積金后，剩余部分為可分配利潤；再扣除分配給投資者的應付利潤后，即為未分配利潤。

4.4 上網電價測算

(1)測算方案。

按發電項目經營期計算平均上網電價。電站還款資金由企業全部未分配利潤和折舊費的80%組成。

上網電價測算方案根據不同的有效電量計算方式，主要考慮以下兩種情況：方案(1)汛期盈余電量暫不考慮青藏聯網送出；方案(2)根據青藏聯網送入電量與送出電量平衡原則，考慮多布水電站汛期部分盈余電量送出。

根據《水電建設項目經濟評價規范》(DL/T 5441-2010)，水電站項目資本金內部收益率按略高于同期國內銀行5年期以上貸款年利率計算。

因此，初擬多布水電站上網電價測算方案如下：

方案(1)：不考慮汛期盈余電量通過青藏聯網送出，按資本金內部收益率8%、6%和5%分別測算平均上網電價；

方案(2)：考慮多布水電站汛期部分盈余電量由青藏聯網送出，按資本金內部收益率8%、6%和5%分別測算平均上網電價。

(2)上網電價測算成果。

采用經營期電價法分別測算各方案的上網電價，其測算結果見表9。

表9 多布水電站上網電價測算成果表

計算結果表明：方案(1)中，企業資本金內部收益率變化范圍為5%～8%時，經營期平均含稅上網電價變化范圍為0.546～0.647(元/kW·h)，借款償還期為20～22 a；方案(2)中，企業資本金內部收益率變化范圍為5%～8%時，經營期平均含稅上網電價變化范圍為0.529～0.629(元/kW·h)，借款償還期為20～22 a。

5 結論與建議

5.1 結 論

(1)西藏中部電網按青藏聯網汛期不考慮外送和平枯期送入電量與汛期送出電量基本平衡兩種情況進行電力電量平衡。經計算，多布水電站2020年及以后在不考慮外送情況下年有效電量為3.63億kW·h；考慮汛期部分盈余電量送出情況的年有效電量為4.25億/kW·h。

(2)按青藏聯網汛期不考慮外送和平枯期送入電量與汛期送出電量基本平衡兩種情況，分別測算多布水電站企業資本金內部收益率為5%、6%和8%的平均上網電價，其中外送電量暫按上網電價0.1元/kW·h(含稅)計算收益。經計算，情況①的上網電價變化范圍為0.546～0.647(元/kW·h，含稅)；情況②的上網電價變化范圍為0.529～0.629(元/kW·h，含稅)。

(3)目前西藏中部電網平均銷售電價為0.67元/kW·h，若按發電環節成本與輸電環節成本5.5∶4.5比例分割，估算中部電網平均上網電價為0.369元/kW·h。考慮到用戶端對電價的承受能力為平均銷售價格上漲2%，該上漲部分獲取收益發電段歸新建的多布水電站，即維持已建電源電價水平，推算多布水電站的上網電價約為0.418元/kW·h(含稅)。

(4)多布水電站投產以來，2016、2017年的實際發電量分別為3.57億kW·h、3.62億kW·h，與上述分析情況基本吻合，所推算的上網電價0.418元/kW·h與西藏自治區政府原批復的上網電價0.439元//kW·h(藏政辦〔2015〕2號)亦基本相符，2016、2017年多布水電站保本，略有微利。2018年，多布水電站實際發電量為4.09億kW·h，目前上網電價按西藏自治區調控后的0.352元//kW·h執行，多布水電站出現了一定虧損。

5.2 建 議

西藏自治區的水電資源豐富，水能資源理論蘊藏量和技術可開發量均居全國首位，是我國重要的能源戰略儲備基地和“西電東送”接續能源基地。藏區水電開發是滿足藏區人民美好生活的內在動力。2018年10月，川藏500 kV聯網工程正式投入運行，大大提升了藏中電網的運行穩定和可靠性，同時也開辟了藏電外送的新通道。隨著區外聯網加強、電網平臺構建、規劃電源建設等將逐步實現藏電外送。區內規劃新建的水電站相繼投產后，系統汛期盈余電量將不斷增加，電站被系統吸收的有效電量將直接影響企業的財務狀況。

(1)從有利于西藏清潔可再生能源發展和提高電力企業投資效益等角度出發，有必要通過青藏、川藏聯網等通道，將藏中電網汛期的盈余電量送出。初期，可以拉薩換流站、各500 kV變電站為計量點，按青藏、川藏聯網送入電量與送出電量基本平衡的原則增加汛期水電的有效電量。后期，應加大外送通道建設，提高電量外送能力，開放外送通道和市場，爭取更多的外送電量指標，按送電能力外送。

(2)西藏自治區就其經濟發展水平來說，目前的銷售電價并不低，而受電端經濟發展水平較高，因此，其外送電量電價具有上漲的空間。為提升效益、鼓勵企業加快西藏自治區的水電開發步伐，應結合實際，適當提高在藏水電企業外送上網電價，降低企業的生存和經營壓力。