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我国地处偏远、经济性差的“困难”水电开发迎来巨大政策利好。
1月12日,国家能源局发布《关于鼓励社会资本投资水电站的指导意见》,其中明确提出,“针对今后拟建水电项目经济性普遍差、市场竞争力下降、投资风险增大等情况,研究政府投资的支持政策。优化政府投资方向,对藏区水电以及综合利用任务重、公益性强、预期收益差的重要水电项目,研究通过投资补助、资本金注入、贷款贴息等方式予以支持,并优先支持引入社会资本的项目。”
待建项目条件差、开发难
创新投融资机制、鼓励社会资本投资水电站是党中央、国务院的重大决策部署,是推进经济结构战略性调整,促进经济持续健康发展的重要举措。虽然,该《意见》旨在鼓励社会资本投资水电站,但是应该意识到,不管国有资本还是社会资本,只要投资水电行业,都将面临这个行业所独有的问题。
2014年底,全国水电装机容量3亿千瓦,设备平均利用小时3653小时,同比增加293小时。从装机容量上看,提前1年超额完成了“十二五”规划的装机容量目标;在设备利用小时数方面,也创了2006年以来的最高水平。
但据了解,水电行业正在发生着巨大变化。截至目前,我国开发条件好的水电站址基本上已经开发完毕,新建、待建水电项目越来越向边远地区集中。这些水电项目经济性差、开发难度大、输电距离远,与此前开发条件优越的电站相比,是水电行业中的“困难”户。
据水利水电规划设计总院总工程师彭才德介绍,随着水电项目开发条件的逐步恶化,对于单位千瓦投资高、度电成本高的待建项目,由于经济效益差,投资业主往往不会推动项目或者难以往下推动,这不利水电开发。
《中国能源报》记者了解到,藏区水电便面临这样的问题。其中,西藏自治区水能资源理论蕴藏量达2亿千瓦,是我国“西电东送”的能源接续基地;同时,当前四川、云南两省的水电开发,也在向河流上游转移,其中,金沙江、澜沧江、大渡河、雅砻江等河流上游都将进入藏区。可以说,藏区水电是我国未来水电开发的“大本营”。
但是,“西藏水电开发面临诸多挑战,包括地理位置偏僻、交通条件差、施工难度大、送出距离远、环保问题突出、文化差异明显等,水电建设和输电成本将不断提高。目前来看,对于西藏6毛钱/千瓦时以上的生产成本,如果在现行电价形成机制下远距离东送,显然没有任何竞争力。”中国华能集团公司原副总工程师陈东平在接受《中国能源报》专访时说,以地处雅鲁藏布江中游的华能藏木水电站为例,该电站造价在2万元每千瓦,这么高的造价,如果没有政府部门的资金支持,对于企业来讲,很难有经济效益可言。
记者在西藏自治区了解到,在藏木水电站上下游还将建设加查、大古等电站,这些电站都面临着同样困境。
事实上,中东部地区的火电上网标杆电价普遍低于5毛钱/千瓦时。如果以6毛钱/千瓦时的生产成本加上1至2毛钱/千瓦时的输电成本计算,西藏水电开发很难找到出路。所以,陈东平建议,西藏外送水电的开发体制,不能坚持套用内地的充分竞争模式,而应该强化国家层面的统筹管理。
“国家应该为这类电站提供适度的财政拨款支持或优惠财税政策,推动其开发。”陈东平说,实际上,水电站只要经过了还本付息这一时间段之后,其运行成本将会很低,届时水电站将会通过创造产值和增加税收等方式,给社会带来巨大的经济效益。“这也相当于国家进行短期投资,而获得长期收益。”
亟需国家投资支持
在四川采访时,记者了解到,四川雅砻江两河口水电站的单位千瓦造价也已达到2万元。该电站是雅砻江中游开发的龙头电站。具有多年调节能力。该电站的建设,每年增加雅砻江中下游水电站平枯期电量约225亿千瓦时,补偿调节效益巨大。
但是,有的可以起到类似梯级效益补偿作用的龙头电站选址,却因为没有合理的流域梯级效益补偿机制,而遭到搁置。
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