水电建设长期滞后

电力18讯：    我国水电占电力总量比重在1949年仅为8.8%，到改革开放初期的1984年上升到32%，但自1985年水电比重开始一路下滑，1988年下降到历史纪录的最低点23.4%，到1999年又回升到24.4%，2000年为24.8%，2002年又下降到23.9%，其中1996年水电开工项目为0，1997年水电开工项目也仅为240MW。
　　截至2002年底，我国水电装机为84.55GW，仅占全国装机总量的24%。据统计，我国可开发的水能资源装机容量3.78亿千瓦，目前水力资源开发利用率仅仅是22.36%（8455÷37800＝22.36%），大大低于发达国家50－70％的开发利用水平。
　　2002年我国水力发电量为2710亿kwh，仅占全国发电总量的16.5%；而我国可开发的水能资源年发电量为1.92亿kwh，按2002年我国水力发电量水平计算，仅占水电可开发总量的14.11%。数据显示，我国水电行业的发展相对落后。
　　水电发展滞后的原因是多方面的，这种原因总结起来有两类，一类是水电建设的内在因素，另一类是制约水电发展的产业环境因素。
　　内在制约因素主要体现在：投资大，工期长；长期效益好，短期效益差，资金回收慢；水电项目的自然与社会风险大。
　　水电建设普遍具有投资金额巨大、工期较长和资金回收较慢的特点。以单位千瓦造价进行比较：水电大约为7000-10000元，火电30-60万千瓦国产机组造价为4500-6300元，进口的66万千瓦机组为7200-8200元，水电比火电高约40％。加上水电发电量受季节的影响，电网必须以重复容量来弥补，且水电的输电距离一般比较远，综合上述因素，水电单位千瓦造价比火电贵一倍左右。
　　建设大型水电的周期一般是2年截流，而后5年第一台机组发电，此后每半年投产一台。
　　火电30万千瓦主力机组准备工期半年到1年，而后3年第1台发电，10个月后第2台投产。对投资方而言，工期和造价的差异最终反映到收益上。按现在的电价水平，大型水电股东在第一笔大规模投资15年后，可以获取资本金收益。在此之前，还贷付息占用了全部利润和折旧，长期占用资金将阻碍企业的发展，和企业的利益相悖。
　　另外，水电建设期有水文、地质方面的自然风险，移民费增加、物价变动带来的造价风险，运行期还会遇到水文、移民、电力市场等方面的风险。例如：在1998年的长江洪水中，葛洲坝水电站项目几次拦洪分别使沙市水位降低了0.21米、0.29米，但防洪效益无法回收，相反还需要救济上游因超蓄洪水造成的淹没损失。所以大型水电站项目没有政府在决策、资金、移民等方面的支持，很难进行建设，三峡工程就是政府开发水电的典型模式。
　　产业政策制约因素制约水电发展的产业政策因素主要包括：电力体制改革以前的电价形成机制不尽合理；国内电网建设滞后，造成水电输送难的尴尬局面。火电项目见效快，为了应对电力短缺的局面，较快地解决缺电的问题，火电成为不少地方投资的首选。另外，水电企业经营负担较重。
　　电力体制改革以前，电网和发电企业同属于电力公司，这种“二合一”的模式使其他投资主体不愿意进行水电企业投资，而国电公司由于本身的垄断地位，没有积极性进行水电投资，这就造成了水电厂建设陷入尴尬的境界。另外，水能资源是由国家计委、经贸委、水利部、国家电力公司(原电力部)等共同参与规划管理，由此导致的多头管理使相关政策也难以落到实处。
　　在竞价上网提出之前，我国原上网电价的核定一般采取成本加成法，原成本加成法的电价形成机制使得水电的成本优势不是很明显，成本越高电价越高利润越高的电价形成机制，促使投资者更为热衷于投资火电项目，而发电成本低廉的水电企业不能获得竞争优势。
　　由于我国水能资源主要分布在西部地区，而这些地区都属于电能相对富余的省份。2003年的1-3季度，四川电网东送电量为13.04亿千瓦时，以武汉为代表的华中电网净输出电量78.85亿千瓦时。由于我国电网建设滞后、电网与电网之间缺乏互联的基础设施，西部多数水电电量只能通过当地销售，但西部经济发展相对落后，对电量消纳能力有限，从而阻碍了水电业正常发展。
　　水电企业经营负担较重。我国水电按17％税率征收增值税，而水是一次性能源，几乎没有可抵扣的上游产品进项税，相对以煤炭为原料的火电税负明显偏重，不利于水电开发和实现可持续发展。从水电企业经营地区环境来看，多数水电站由于在当地比较而言经济效益较好，往往要承担当地政府赋予的过多社会职能，如各种名目的社会赞助和领导吃请等，企业负担较重。同时，有关主管部门在电价、电量、税收等方面扶持力度也不够，致使水电企业大多效益不是很好，缺少进一步扩大再生产的能力。
　　随着国家“西电东输”项目的启动、电力体制改革的进行和“竞价上网”的试点，部分制约水电发展的产业环境因素正在逐渐消除，可以预计，具有成本优势的水电企业将进入发展的快车道。  (中国证券报)