西南水电开发及送出问题调研报告

一、西南水电开发及送出规划

（一）西南水电资源

西南地区是我国水资源最丰富地区，理论蕴藏量占全国总量超过三分之二，其中：四川1.54亿千瓦，云南1.04亿千瓦，西藏2.01亿千瓦。技术可开发量4.25亿千瓦，占全国总量的71%。截止2016年底，我国西南地区水电装机容量1.35亿千瓦，西南地区开发程度仅为31.7%（按装机计算），西南地区水电开发潜力巨大。

（二）西南水电流域规划建设与项目前期工作

西南水电资源主要集中在金沙江、雅砻江、澜沧江、怒江、雅鲁藏布江和大渡河的“五江一河”流域。

规划建设情况。流域干流规划总装机约3.8亿千瓦，目前已建成7869万千瓦，在建项目4660万千瓦，尚有2.56亿千瓦水电未开发，待开发水电占比超过67%。

水电项目前期工作情况。西南地区水电项目储备超过6000万千瓦，计及在建水电和其它支流水电建设，2017～2030年西南水电预计可新增投产1.2亿千瓦，届时西南水电将达到2.6亿千瓦。

（三）西南水电市场消纳和输电规划

西南地区电力需求。西南三省区预计2020全社会用电量4430亿千瓦时，2030年达到6560亿千瓦时，总的来看，西南地区水电开发规模大，但自身用电负荷小，市场空间有限，难以就地消纳，需要大规模外送。2016年西南水电“西电东送”规模为5080万千瓦，预计2017～2030年需要新增外送电力约6900万千瓦，到2030年，外送规模达到1.2亿千瓦。

受端地区电力消纳空间。华中东部、华东地区、两广地区、华北京津冀鲁地区2030年市场空间为2.91亿千瓦。2030年西南外送水电规模仅占东中部地区电力消纳市场空间的24％，东中部地区完全具备接纳西南水电的能力。

输电规划。四川外送水电2460万千瓦。“十三五”期间将建设雅中特高压直流工程，送电1000万千瓦，“十四五”初期建成白鹤滩特高压直流工程，送电1600万千瓦。到2030年，外送规模超过5000万千瓦。云电外送能力2620万千瓦。“十三五”建设滇西北特高压直流工程，送电500万千瓦，建设乌东德电站直流工程，送电800万千瓦。到2030年，外送规模近4000万千瓦。2030年前，藏东南水电开发3000万千瓦，全部考虑外送。

（四）加快西南水电开发的重要意义

西南水电开发取得了巨大成绩，水电装机规模不断跃升，在保障能源供应和清洁发展方面发挥了重要作用；水电技术能力实现跨越，成为我国在国际市场上具有较强竞争力的行业；落实国家西部大开发战略，给国民经济和社会发展带来巨大的综合效益。

习近平总书记在“十九大”报告中指出，“推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”；要求“优化区域开放布局，加大西部开放力度”，“强化举措推进西部大开发形成新格局”。加快西南水电建设，对于促进藏区加快发展，推进我国能源结构优化，拉动经济增长，改善东中部地区环境质量，服务“一带一路”建设具有重要意义，也是实现西南及藏区经济社会充分发展、落实国家节能减排和非化石能源发展目标的重要途径。

二、西南水电发展面临的主要问题

近年来,随着西南水电开发的不断推进和开发规模的扩大，在取得突出成绩的同时，也暴露出一些问题。

（一）西南水电弃水问题突出

四川省2016年弃水电量140亿千瓦时（调峰弃水），云南省2016年弃水电量314亿千瓦时（装机弃水）。弃水原因：一是用电增长下滑，市场消纳总量不足。“十二五”期间，四川电网新投产电源4449万千瓦，而最大负荷五年仅增长约1000万千瓦，新增水电难以就地消纳。二是水电装机比重大，自身调节能力差，2016年四川水电装机7246万千瓦，占全省总装机比重达到80%，其中，具有季调节及以上水库电站装机仅占水电装机的36%，丰枯期出力比例达到7:3。丰水期大量水电富余。三是跨区输电通道能力不足。“十二五”期间，四川水电需要新增外送能力近3000万千瓦，“十二五”新增外送能力实际仅增加1520万千瓦，无法满足四川水电外送需要。四是市场消纳机制不完善，一些受端省份接纳西南水电意愿下降；部分地方电力市场交易规则明显保护当地电源，省间壁垒进一步强化。

（二）流域统筹规划和管理薄弱

一是龙头电站造价高，梯级补偿机制缺位，导致龙头电站建设滞后，影响全流域梯级水电利用效率。我国金沙江流域在龙盘水电站（龙头电站）未建的情况下，现有金沙江中游六级梯级水电汛枯出力比仅为8：2。二是流域统筹开发和优化调度机制缺失，流域梯级电站开发方案难以做到整体效益最优。全流域各电站水雨情测报、防洪、蓄水、发电计划编制、运行调度协调难度大，致使流域梯级水电站群整体经济效益不高。三是流域环境管理工作统筹不够，相关环境管理工作各项目单位分散组织实施，产权归属、管理责任不明晰，造成部分设施重复投入、项目批复迟缓、验收滞后等问题。水库产权归属、管理责任不明晰，鱼类养殖重复投入。据测算，2006年环保投资占总投资比例约为2.5%，目前已提高到5%。

（三）移民安置主体责任不强、规划缺乏约束

一是移民安置实施的主体责任不强，缺少约束、考核、监督机制，导致移民管理工作成效低，工程推进困难。移民搬迁安置实施进度普遍滞后于主体工程建设进度，已成为制约水电工程建设顺利推进的主要因素。二是移民安置规划缺乏严肃性，移民安置方案调整、设计变更较为普遍，人为提高标准和推迟工期等情况时有发生，移民投资控制和概算收口艰难，安置投资大幅提高。以溪洛渡、向家坝水电站建设为例，移民安置实际投资超出概算470亿元。三是移民安置资金筹措渠道单一，水电企业现金流难以覆盖还本付息、运营成本和移民逐年补偿费用，难以满足移民的长期生活保障和发展需求。

（四）税费政策和管理制度不尽合理

一是水电企业承担的税负过高，国家对水电即征即退的优惠政策到期后，水电行业增值税实际税负将恢复到16.5%左右，即使“营改增”后，水电行业增值税负预计仍然在13%以上，远高于风电、光伏发电8%左右的水平。二是水电是火电替代、节能减排最高效、最优质的可再生能源，但水电未被纳入可再生能源电力配额制和绿色证书交易机制，未享受国家可再生能源优惠政策。三是目前各地电力市场交易规则中，未考虑水电企业公益性、政策性收费等刚性成本。水电站具有防洪、灌溉、航运、供水等公益性作用，按照国家文件规定，对水电项目征收库区基金和水资源费，库区基金为8厘/千瓦时，水资源费由之前5厘/千瓦时上涨到8厘/千瓦时。水电与煤电同等参与市场竞争，水电企业亏损程度加大。水电站、水库等重要基础设施对保障水资源节约、保护和合理利用方面，发挥了显著作用，水电站发电并不消耗水资源，对水电企业收取高额水资源费明显不合理。

（五）后续水电开发成本提高，水电建设步伐明显放缓  

一是随着后续水电开发难度的不断加大，水电建设成本大幅提高，加之电站公益性、政策性成本不断攀升，水电竞争力逐步下降。澜沧江上游梯级电站平均电价达到0.386元/千瓦时，高于云南省平均上网电价，送到广东后基本没用竞争力。二是现行政策已难以保障水电的合理收益，企业开发建设水电的积极性受到较大影响，水电投资已连续4年下降，2016年全国水电完成投资612亿元，同比下降22.4%，投资完成额仅为2012年的一半，水电建设步伐明显放缓。根据水电发展规划，预计“十三五”期间，水电新增投产4349万千瓦，至2020年，全国水电装机达到3.4亿千瓦，“十三五”年均增速不到3%。三是优质水能项目迟迟不能开工建设。以怒江流域为例，历时十几年时间，围绕生态环境保护等方面进行了系统的研究论证，各项技术、经济指标优越，是我国目前开发条件最好、经济技术指标最优的待开发河流，目前尚未列入国家能源发展规划，各项目前期工作难以推进。

三、政策与措施建议

西南水电发展存在的问题，已经引起国家有关部门的高度重视。最近，国家发改委、国家能源局相继出台《关于促进西南地区水电消纳的通知》《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，对促进西南水电科学发展做出一系列部署。在此基础上，我们结合对相关企业调研，提出如下政策与措施建议。

（一）加强规划引导和全局统筹，实现水电在更大范围内消纳

一是加强统一规划，明确水电的消纳方向，合理确定外送规模，确保水电开发与外送通道同步规划、同步核准、同步建成；限制或推迟受端地区电源开工规模，做好各类电源、电源与电网发展的合理衔接。尽快核准建设水电基地外送通道。二是加强电网互联互通和水火互济输电通道规划和建设。优化同步电网格局，加强西南、西北电网联网；充分利用西南地区毗邻东南亚的地缘优势和周边各国电源上网电价普遍偏高的竞争优势，大力推进与东南亚电网互联互通项目。三是完善市场交易协调机制，按照全国电力统一优化配置原则，采取“计划＋市场”的交易模式，落实西南水电消纳市场；组织享有优先发电权的水电企业与电网企业、售电企业签订中长期购售电合同，将优先发电计划电量转化为合同电量确保落实，计划外电量可以由发电企业通过市场化交易的办法，鼓励利用富余水电边际成本低的优势，加大水、火电置换力度和收益分享制度，增加水电本地消纳和外送。在市场交易规则设计上，应充分考虑水电因承担公益性社会职能对其发电计划准确性和提供辅助服务能力的影响，并制定相应的偏差考核办法。理顺电价形成机制，加大执行丰枯、峰谷分时电价、两部制电价力度，提高各类电源综合利用效率。

（二）加强水电流域统筹规划建设，提高流域整体效益

一是建立水电站调节补偿机制，通过增配发电量指标或提取水库调节基金等方式补贴龙头水库电站，鼓励龙头电站建设，优化流域梯级电站蓄放水次序，提高流域整体效益。二是整合流域各企业，组建流域公司或进行资产置换，实现流域电站统一管理，优化流域梯级电站开发方案，组织制定水利、电力联合优化调度运行规程和技术标准，实现流域优化调度。三是对水库产权归属、水库管理权限依法明确，政府职能部门和水电企业对库区管理有法可依。立足流域或区域生态保护，进行统筹规划，明确水库产权归属，强化流域环境管理。

（三）强化移民管理，切实落实水电移民安置

一是制定移民安置条例实施细则，进一步明确各方责权利，建立移民工作国家跟进审计机制，制定移民工作目标责任考核办法，完善水电移民竣工验收规定，完善各环节检查、督促和考核评比、奖惩机制，促进移民工作主体责任的落实。二是制定库区和移民安置发展规划，强化规划实施的刚性和权威性。在整合库区基金、后扶资金、扶贫资金、水电税收资金的基础上，编制库区和移民安置区5年、10年和长期发展规划。三是创新管理模式，探索水电移民与水电资源捆绑建设的新模式，第一，探索水电移民与水电资源捆绑建设的新模式，将水电工程建设规划征地与水资源开发权打捆招商，给原住居民集体股权方式进行补偿，将水电移民安置投资与地方建设投资捆绑使用等，确保落实建设征地和移民安置政策。第二，研究跨省区移民外迁安置方式，针对西南地区涉及移民安置的区域，通过向土地资源较丰富或经济发达省区外迁安置，降低水电开发建设成本。第三，建立移民保障性电量、电价机制，根据各水电项目所承担移民费用，建立移民保障性电量（或电价）机制。

（四）完善水电税费政策，促进水电持续健康发展

一是参照风电、光伏、核电增值税优惠政策，水电行业增值税超过8%的部分，继续采用“即征即返”的优惠政策，作为国家支持水电开发的长期性政策，不设时间限制。二是修改《水资源费征收使用管理办法》（财综〔2008〕79号），对水电站免收水资源费，充分发挥水电站在防洪、灌溉、航运、供水等公益性作用，减轻企业经营成本。三是将水电纳入可再生能源配额制和绿证交易范畴。通过制定各省（区、市）电力消费总量中的可再生能源发电比重目标，明确各地区能源转型责任，打破省间壁垒，保障西南水电加快开发和在全国范围内消纳。通过绿证交易价格体现水力发电的外部环境和社会效益，提升水电项目投资的积极性。

（五）加大金融政策支持力度，加快西南水电开发

一是给予藏区水电金融政策支持，西藏、川藏、滇藏段各流域梯级电站参照西藏内需项目，列入国家支持西藏经济社会发展的中央预算内投资补助范畴。研究表明，按照水电企业资本金内部收益率6%测算，分别采用中央财政贴息（贴息率3%）、贷款优惠利息（利息1.08%）、国家无偿拨款（拨款比例30%）三种方式，电价降低幅度达到10.6%、16%和30.3%。二是借鉴三峡基金经验，调剂部分重大水利工程建设基金用于西南贫困地区、少数民族地区水电开发。三是抓住当前电力供需缓和的有利时机，开工建设一批大中型水电站。“十三五”期间，重点开发大渡河中上游、雅砻江中游以及金沙江下游乌东德、白鹤滩和中游龙盘、两家人水电站，争取2020年西南水电装机规模达到1.6亿千瓦。四是将怒江流域开发纳入能源电力发展规划，与其他流域电站统筹推进。“十四五”“十五五”期间，重点开发藏东南地区的怒江中下游、金沙江上游和澜沧江上游水电，加快雅鲁藏布江流域前期论证工作，力争2030年西南水电装机规模达到2.6亿千瓦，届时全国水电装机达到4.5亿千瓦。