`能源`水电发展的中国路径

日本福岛核电站泄漏事故使世界核电产业遭受了巨大冲击，也引发了全球对于核电安全的再思考，目前我国政府决定暂定所有新建电站的批准，并对在建核电站进行安全检查。

某种程度上，核电领域爆发的危机将利好清洁能源发展，如风电、太阳能光伏产业。但专家指出，尽管风电、光伏装机目标或将在未来5年内有所提高，却仍不足以支撑我国需在2020年实现非化石能源占比15%的目标。"相比而言，水电应是目前技术最成熟、最具市场竞争力且可以大规模开发的可再生能源。"国泰君安分析师韩其成认为。

然而涉及市场、体制等争论却使水电大规模举步维艰，"十二五"期间中国水电发展如何跨越，考验颇多。

解禁水电

4月8日，国家能源局在京召开水电开发座谈会，总结交流水电建设管理经验，分析新形势下水电发展面临的矛盾和问题。国家能源局副局长刘琦表示，今后5年，水电建设任务十分繁重。

"十二五"规划纲要提出，"十二五"期间，国家将在做好生态保护和移民安置的前提下积极发展水电，并明确未来5年将开工建设1.2亿千瓦水电的目标。

目前我国水电总装机容量超过2亿千瓦，根据上述目标，加上1.2亿千瓦的水电计划，到"十二五"末期我国水电的装机容量将达到3.2亿千瓦时，即今后5年水电每年的装机将达2000万千瓦以上，而"十一五"期间，我国水电每年的装机还不足500万千瓦。

去年，中国电力企业联合会报告称，我国水电发展近年几乎陷于停滞状态。对此，业内人士表示，在2008年前，水电开发有一段较长的黄金期。但在随后两年，由于环保及移民等争议很大，水电开发确实基本陷入停滞状态。

国内一家大型水电公司人士透露，"十一五"期间，全国水电开工量只有2000多万千瓦，远远低于原定的7000万千瓦的开工量规划。

不过，自2010年开始，突破水电发展瓶颈，大规模发展水电被重新提上日程。"十二五"时期水电大开发格局已初露端倪。

2010年5月，金沙江下游乌东德水电站可行性研究报告通过国家能源局组织的审查。同年7月，经国务院审议同意，因"未批先建"曾被"叫停"的云南金沙江中游金安桥水电站通过了国家发改委核准。同年10月，国家发改委批复同意乌东德、白鹤滩水电站开展前期工作，并要求试行先移民后建设的水电开发新方针。金沙江下游河段由此进入全面开发阶段。同年12月，金沙江中游第二个项目——阿海水电站通过国务院常务会议审议。

此前水电发展的滞后间接导致了当前水电站建设需求的短期释放。"前几年，我们国家水电上的并不快，按道理应该还快一些才对。"中国水电工程顾问集团公司原副总工程师李定中在接受媒体采访时表示，"与发达国家相比，我们的水电建设至少晚了30年。"

数据显示，世界范围内，水力发电占全国电力90%以上的国家24个，占50%以上的国家55个，占40%以上的国家62个。在中国，目前已进入可开发水利资源中的水电约4.2亿千瓦，但在过去的100年间我国水电的总量仅为2.13亿千瓦。

据悉，去年经国家发改委和能源局同意的16个水电站项目中，多数为大型水电项目。但由于大型水电项目建设工期一般为6~12年。即便6年能够建设完工实现并网，时间也已经接近2020年。

从战略确立到落实再到投资，中国水电大规模发展还需要一定时间。"现在看来，‘十一五’未核准的很多项目需要到‘十二五’核准，再加上‘十二五’需要核准的项目，预计2011~2015年新核准1亿千瓦的水电项目，才能保证2020年碳减排目标实现。"中国水力发电工程学会副秘书长张博庭的说法再一次从侧面印证了中国水电发展的迫切心情。

国企跑马圈地

不论是节能减排压力亦或是短期需求释放，中国水电的发展似乎都值得期待。

近日，国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山对媒体称，"十二五"期间，中国将重点推进金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、黄河上游、怒江等流域的水电基地建设，早日建成向家坝、溪洛渡等大型水电站。

各大电力企业伺机而动。近年来，水电运行成本不足火电的50%，水电因其低成本备受电力企业青睐。相比煤炭价格上涨的风险，水电的盈利能力相对确定，如果水电价格有所提高，优势还将进一步突出。

究其原因，水电站成本主要是建设投资和运营投资两部分。从投资角度来看，水电站建设不仅包括机电设备、土建，还包括移民，环境维护等，看似造价很高。而火电站投资成本仅包括火电站本身建设投资，不包括资源购买、煤矿运输和煤矿开采成本。而运行方面，水电不会因火电存在燃料而产生脱硫脱碳等问题，因此，运行成本水电要远远低于火电。

盈利优势使得五大发电集团争相发展水电，且其水电作为重要的经济增长点。目前，五大发电集团也急于跑马圈地，尽快在水电开发中占得先机。提升以水电为重点的清洁能源，优化电源结构，已经成为五大电力公司的主要竞争点。

据了解，截至2010年底，华电集团水电装机达到1547万千瓦，占公司电力总装机的17%，国电电力水电占总装机约为20%，而华能集团2010年全年新投低碳清洁能源装机占投产容量的42%，中电投清洁能源比重也提高至40%的目标。

除了利润丰厚，国内电力企业如此高调"跑马圈地"也得益于水电投资在此前一直对民间资本及外资进入有所保留。目前水电开发仍不允许外资进入，"这个思路是正确的，但是民间资本应该适当放开。"李定中表示，自去年上半年，民间资本投资大型水电站已开始逐步解禁。

水电开发乱局

"电力体制改革之后，尤其是2008年，业界出现一种说法，大部分水电项目都属于违规建设，但具体违反了哪些规定，管理部门并不能准确回答，只是以‘违反了相关规定’来搪塞。"一业内人士告诉记者。

事实上，近年来除了以前饱受诟病的移民、污染等问题，水电发展过程中来自体制、机制的矛盾也逐渐被正视。

2002年电力体制改革之际，国务院颁发5号文件，以平衡各发电集团水火资产、水能利用效益最大化为目的，对全国大江大河进行了粗放式划分，提出"一条江以一家公司为开发主体"，鼓励梯级开发。

此前，主要干流上均已建立相应的水电流域公司，比照这些公司在电改之后的归属，国务院将主要河流分别划给各发电集团，其中澜沧江归华能、大渡河归国电、乌江流域归华电、红水河归大唐、黄河上游归中电投、金沙江归三峡公司、雅砻江归二滩公司。

但文件并未对流域上具体电源点的划分做出更细致安排。在实际操作中，电源点分配权落至各省发改委。

目前，水电投资成本约为每千瓦6000~8000元，一座百万千瓦以上水电站投资至少在100亿元以上。假如一年内同时开工数个项目，一个地区仅水电投资就可能突破1000亿元。

同时，水电站在建设期与运行期分别要缴纳营业税和增值税，税率各地不一。在四川，水电建设期需缴纳建安营业税(3.2%)、印花税、个人所得税、房屋租赁税、耕地占用税(今年已提高至24元/平方米)等，一座装机容量260万千瓦的水电站所需缴纳的建设税费超过20亿元。

建成后，按30年经营期计算，增值税(17%)、教育附加费、地方附加费等各类上缴税费总计高达407.6亿元，该水电站年均须缴税费14亿元。

出于拉动GDP和税收增长的政绩考虑，地方政府力推水电站"全面、同步"开发，这显然不是一家投资主体可以包揽，为其他企业蜂拥而入、争相开发提供了条件。部分地方政府一般都会默许甚至怂恿企业边施工、边申请核准。"地方让你干，没有核准，你也可以干。地方不想让你干，你核准了，也不让你干。"一位从事水电开发的大型电力央企地方分公司总经理表示。

这也正是导致水电建设大面积"违规开工"的深层次原因，更直接导致"十一五"后期水电核准的停顿。

有投资人士指出，事实上水电工程建设的最大制约并不是移民问题，而是来自地方政府，"如果它能给你提供好环境，建设就能顺利开展。反之，企业寸步难行。"

与此同时，水电开发项目审批制度的变革也给地方政府制造了机会。2004年，国家投资体制改革变项目审批为核准，但从近几年的情况看，这非但未减少行政手续，反而让项目获批难度大大增加，无形中恶化了水电行业的开发乱局。

水电建设项目实行审批时的主要程序包括项目建议书、可研报告审批和开工审批三个阶段。在预可研报告完成后，上报项目建议书，待批准后即可开展可研设计；之后，上报可研报告，批准后即能开展"三通一平"工作，其相应工作完成后上报开工申请；经有关部门批准后，主体工程即可正式开工。

业内人士表示，近几年社会对水电建设负面声音不断增多，国家层面要求的文件也越来越多，设计深度、设计面、设计前期工作相应大幅增加，业主负担不断加重。

据了解，一座大型水电站在完成最后核准前需经历17道递进式关卡，几乎每一个环节都需取得行政主管部门的批文。只要一个环节遇阻，整个工作就会戛然而止。"水电建设期时间长短，依据相关主管部门的审批程序快慢而定。未来，我国水电建设速度能否加快，取决于国家行政程序的优化。"业内人士指出。

电价的"管"与"放"

综合看来，"十二五"时期，理顺水电发展过程中的瓶颈与矛盾是未来我国水电实现大规模发展的保障。

此前，国家能源局新能源和可再生能源司司长王骏曾撰文表示，从战略层面讲，水电开发要提速，就必须改革，其关键就是让电价通过市场交易产生，而不是由政府审批定价。

他认为，政府按照发电方式及成本等来确定电价，往往致使火电价高，清洁的水电反倒低廉。另外，新建成电厂不论低价和高价上网，均与销售电价水平无关，这与目前终端电价主要通过"煤电联动"与电煤价格挂钩相关，结果造成新增加的水电发电量执行了低电价，全社会却并没有享受到水电低价的实惠。

目前，企业发电价格仍由发改委根据水电站建设成本和利润核算来审批决定，成本高的批给高电价，成本低的批给低电价。

在电力销售环节，电网公司则处于绝对垄断地位，是全部电力的惟一购买方和销售方，依靠发电企业上网电价和终端用户电费之间的价差实现赢利。

如此一来，水电开发企业可以掌握的话语权极小。面对地方政府不断扩大的利益诉求，有"成本天花板"的水电开发企业不得不在移民和环保上下功夫，要么细抠成本，要么"偷工减料"。

事实上，移民和环保一直与水电产业相生相伴。在中国目前的体制下，却被计划的电价倒逼市场化的企业将压力顺势迁移，并逐渐扭曲、变形。

王骏表示，电价形成机制不改革，电价不实现市场化，中国的水电大发展难以为继。他认为，电价改革应区分面向电力资源配置的输电设施和面向用户供电的配电设施，划小电网企业财务核算单位，按照"合理成本加规定利润"规则，通过在同类企业之间进行资产量、输配电量和运营效率的横向比较，对各级电网企业分别实行单独定价，确定并公布其年度准许收入总量和相应的输配电所有路径的过网电价。

之后，按照用电户的电压等级和用电变压器容量，从高到低，逐级限期，规定由用电户与发电企业通过双边和多边直接交易，签订各类购电合同，自行确定电力、电量和电价。所签合同交付电力调度机构执行后，再由用户按国家规定向电网企业缴纳过网费。

这亦是英、美等电力发达国家的普遍做法——放开两头，只管中间，对电网单独定价。即不管上网电价和销售电价，将这两个价格交给市场决定，而只管住输配电价。通过核算电网的运营成本，由监管部门定出一个合理的输配电价标准。

有专家强调指出，进一步推动我国电力体制改革，放开水电的价格管制，才是解决水电发展的根本关键所在。"投资者‘赢则上马，亏则放弃’，既有利于电力资源的优化配置，亦可为水电建设过程中的移民、环保环节提供充足资金保障。"

郭剑波：未来我国电网呈现三大特点

文/张 林

近日，中国电力科学研究院院长郭剑波在第二届中国电力发展和技术创新院士论坛上表示，未来十年我国能源需求增长迅速，负荷总量将比2010年翻一番。因此，大电网的发展趋势将对大容量远距离输电、大电网安全稳定运行、大规模新能源并网三大技术提出更高的要求。

电网呈现三大特点

根据中国电力企业联合会近日发布的《全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》显示，我国电力缺口还将进一步扩大。今年一季度，全社会用电量10911亿千瓦时，同比增长12.7%，与上年第四季度相比，也出现比较明显的回升。

该报告指出，预计2011年全社会用电量将达到4.7万亿千瓦时，同比增长12%左右。今年后三个季度，受新增装机区域分布不平衡、电源电网建设不协调、火电新增规模下降以及电煤供应矛盾等结构性因素的影响，全国电力供需形势总体偏紧。

在中国电力发展和技术创新院士论坛上，郭剑波针对我国电力能源环境的现状指出，未来我国大电网形态将呈现三大特点：一是需要提高我国现有电网的输电能力，研发超远距离的输电技术，克服输电走廊资源紧张问题，解决高海拔等复杂自然条件下外绝缘与电磁环境问题；二是我国大容量接续式交直流混合输电系统体现出电源基地巨型化、直流多落点、跨区域接续送电和运行方式多变等特征；三是我国新能源发电整体呈现规模化集中开发、远距离外送特点，该特点是中国特有的。

"大电源、大电网和大容量远距离输电格局是满足我国电力需求的主要形态，分布式电源、微网将快速发展。"郭剑波强调。

东部省市仍是电力消耗中心

根据上述报告，中电联方面认为，在"十二五"开局之年，全国电力供需形势将比"十一五"后期紧张，局部地区的电力供需紧张情况将比上年在时间上更早、涉及的范围更广、缺口有所加大。

郭剑波预测，随着电气化水平提高，电力消费增长速度将高于能源消费增长速度，总体上电力负荷增速将快于用电量增速。因此，电力在我国终端能源消费中的比例将持续增加，预计2020年占终端能源消费比重达到27.2%。到2020年，社会用电量将比2010年水平翻一番。

"电力负荷中心仍在中东部地区，比重将缓慢下降。" 郭剑波认为，京广线以东在今后相当长时期内仍为全国电力消费的主要地区。2010年，中东部16省用电量占全国的69%。

能源开发将西移和北移

在能源结构调整方面，根据中国电科院专家预计，2020年煤电装机比例从2010年的70.8%下降58.9%；全国水电装机比例基本在20%左右，核电、风电、太阳能装机比例上升到14.5%，抽蓄、燃气电站等调峰电源比例增加到6.2%。

郭剑波表示，目前，我国正重点建设山西、新疆、鄂尔多斯、蒙东、西南等五大综合能源基地。未来我国能源资源开将进一步西移和北移，电力能源将主要分布在远离负荷中心的三北和西南地区。

此前，2011年全国能源工作会议曾明确提出，严格控制东部地区新增火电项目，在大中城市及其附近地区不再布局建设新的燃煤电站，所需电力通过西部输电解决。煤炭保有储量的76%分布在北部和西北部地区，煤电基地规模化、集约化特征将逐步显现，送电规模逐步扩大。具备开发条件的大型煤电基地主要包括晋陕蒙宁新等15个基地，可开发电源规模超过6亿千瓦，2020年外送规模将达到2.7亿千瓦。

与此同时，当前我国80%的水能资源分布在四川、云南、西藏等西南部地区，水电基地开发将逐步西移。

在风电发展方面，哈密、酒泉、蒙西、蒙东、吉林、河北、江苏沿海、山东等八个千万千瓦级风电基地，六个集中在"三北"地区，预计2015、2020年开发规模分别为6103万千瓦；届时，全国风电装机分别达到9227万千瓦。"甚至可能突破这一目标，以风电为代表的清洁能源发展迅速。" 郭剑波表示。

"当前，世界范围内正以发展清洁能源和智能电网为契机，推动新一轮能源变革，能源发展呈现开发规模化、结构多元化、消费电气化、技术智能化的重要特征。‘十二五’期间，我国能源和电力发展依然面临一些深层次问题。"郭剑波说。

针对目前我国新能源产业的发展，郭剑波表示，未来我国大规模新能源发展的解决方案，一是深度挖掘常规电源调节容量，提高常规电源自身匹配力；二是扩大新能源消纳范围，在更大范围内实现电源匹配；三是应用储能技术，平抑新能源功率波动；四是发展跟踪型负荷，以负荷匹配新能源；五是完善多时空尺度协调调度技术，提升电源掌控能力；六是开发电网友好型新能源发电技术，提高支撑电网能力。

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