电网建设利用外资要有新思路
2003-07-22 11:26:49 来源:中国电力报
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电力18讯: ●大容量抽水蓄能机组可以利用卖方信贷等方式,解决设备和融资问题,这对一些厂商和国家是有吸引力的。
●外资可以介入某一特定的具体输变电项目,这并不代表外资介入了电网的建设经营。
●可以引进民营资本和外资,成立相对独立的县级供电实体(合资公司),负责购电、售电和辖区电网建设。
今年以来,电力建设的步伐明显加快,所有电力企业在筹集资本金上都面临着共同的困难。在电源建设上,多家办电的格局已经形成,而在电网建设方面,由于种种历史原因,几乎全部是由国家投资或贷款进行的。厂网分开后,各级电网公司由于自有资金本就不足。利润减少甚至面临亏损,折旧提取入不敷出。如何解决发展资本金,是业者、学界普遍关心的问题。国发5号文件对建立输配电电价,允许电网公司实施股份制改造,出售国有资产变现、上市融资以及进行直供电试点等方面,都有方向性指示,为电网建设提供了创新的机遇。电网公司如何利用外资拓宽筹资渠道,是值得探讨的问题之一。
改革开放以来,在电源建设和利用外资上,虽然主要还是间接利用外资,但也有了一些合资电厂甚至BOT项目。而电网建设方面,除了少量与电源建设项目捆绑的统借统还的外资贷款外,基本没有其他利用外资的项目。因此,在当前除了可以在条件适当的情况下,经国家批准,继续实施外资贷款项目外,还应该进一步摸索直接利用外资的可能性,以解决发展资本金缺乏的问题。结合当前的政策环境,笔者认为在如下三个方面,有可能争取探索性突破。
建立合资抽水蓄能电厂
当前电网峰谷差日益增大,迫切需要从各个方面设法解决。国家发改委提出全面推行峰谷电价、丰枯电价就是经济手段之一。抽水蓄能电厂除了能有效地调峰填谷之外,快速事故备用,调频调相等多种动态效益也十分突出。国家电网公司已适时提出加快抽水蓄能电厂的建设和发展问题。
但是一座百万千瓦级抽水蓄能电厂大约需要40亿元总投资,按20%资本金考虑,则需要8亿元,如能与外商合资,则可减轻资本金压力。对大容量水电厂搞中外合资,只要中方控股,政策上没有障碍,主要是经济上投资是否能有收获。根据现行的政策趋向,笔者初步分析,中外合资抽水蓄能电厂还是可行的。以华中地区为例,华中地区目前平均上网电价为每千瓦时0.3元,全国平均销售电价中,输配电电价与上网电价的比例是23%与77%,按此比例计算,华中约为每千瓦时0.09元,三峡输配电价为0.07元,取两者之间的0.08元作为华中地区抽水蓄能电厂吸纳低谷电的测算时的输配电价。国家发改委提出峰谷差价允许2~5倍。如果以0.3元为平时上网电价,按5倍峰谷差价计算,则峰时上网价约为每千瓦时0.5元,谷时0.1元。低谷时段销售电价有两种算法,一种算法是不同时段的上网价加上相同输配电价,此算法,谷时段价高;一种算法是,按平时段销售电价,以峰谷差比例折算,此算法峰时段电价高。两种算法,后者虽然电网公司收入有降低,但用户比较直观,对负荷侧削峰影响将较明显。如抽水蓄能电厂测算采用后法,以谷时段4小时吸纳电量,得到3小时峰时段上网电量,则抽水蓄能电厂每千瓦小时电价效益相对于常规水电平时段每千瓦时约增大10%。如果作为对抽水蓄能电厂为电网的其他动态效益的补偿,以及为激励发展抽水蓄能电厂,国家允许电网公司谷时段抽水蓄能电厂用电不收或减收输配电费。加之目前报道的各地大用户直供电试点的上网电价一般至少降低20%~30%,那么以上综合考虑,抽水蓄能电厂每千瓦时电价效益将较常规水电平时段增大约40%。抽水蓄能电厂较之常规水电厂,水工枢纽综合工程量少,库区移民及淹没补偿少,综合造价将减少约20%~30%。因此,上网电价中还本付息等财务费用也就低,这样一来,估算每千瓦时电价总效益将增大约60%,如果抽水蓄能电厂以每年运行1500小时计算,则相当于一个年运行2500小时的常规水电。目前大容量抽水蓄能机组我国制造能力尚不高,利用卖方信贷等方式,解决设备和融资问题,这对一些厂商和国家是有吸引力的。当前国际上美、欧、日等发达国家经济和制造业不景气,国内正好有这么一些好的政策出台,我们应该积极抓住机遇,迅速针对具体项目进行技术经济可行性评估,争取各种可能的优惠政策试点,建设中外合资的抽水蓄能电厂。
引进外资组建输变电项目公司
按照现行政策,电网建设不允许外资进入,但是在具体项目上过去有华能项目的送出工程由华能出资。近年来香港华润控股的湖南鲤鱼江2×30万千瓦纳入西电东送的项目,其中湖南至广东的500千伏输变电工程,就是由合资公司出资并所有,由广东电网运行管理,由合资公司发包给一家湖南公司检修维护,这实际上已是一个完整的独立输变电项目了(虽然它还是以与发电项目捆绑方式出现的)。不久前,国家计委批复的几个500千伏输变电工程的可研报告,都明确了项目法人、项目资本金、造价及电价换算、贷款还本付息等问题。虽然它还是作为公司融资的方式,但是已经有了明确的项目法人和资本金额度,<
●外资可以介入某一特定的具体输变电项目,这并不代表外资介入了电网的建设经营。
●可以引进民营资本和外资,成立相对独立的县级供电实体(合资公司),负责购电、售电和辖区电网建设。
今年以来,电力建设的步伐明显加快,所有电力企业在筹集资本金上都面临着共同的困难。在电源建设上,多家办电的格局已经形成,而在电网建设方面,由于种种历史原因,几乎全部是由国家投资或贷款进行的。厂网分开后,各级电网公司由于自有资金本就不足。利润减少甚至面临亏损,折旧提取入不敷出。如何解决发展资本金,是业者、学界普遍关心的问题。国发5号文件对建立输配电电价,允许电网公司实施股份制改造,出售国有资产变现、上市融资以及进行直供电试点等方面,都有方向性指示,为电网建设提供了创新的机遇。电网公司如何利用外资拓宽筹资渠道,是值得探讨的问题之一。
改革开放以来,在电源建设和利用外资上,虽然主要还是间接利用外资,但也有了一些合资电厂甚至BOT项目。而电网建设方面,除了少量与电源建设项目捆绑的统借统还的外资贷款外,基本没有其他利用外资的项目。因此,在当前除了可以在条件适当的情况下,经国家批准,继续实施外资贷款项目外,还应该进一步摸索直接利用外资的可能性,以解决发展资本金缺乏的问题。结合当前的政策环境,笔者认为在如下三个方面,有可能争取探索性突破。
建立合资抽水蓄能电厂
当前电网峰谷差日益增大,迫切需要从各个方面设法解决。国家发改委提出全面推行峰谷电价、丰枯电价就是经济手段之一。抽水蓄能电厂除了能有效地调峰填谷之外,快速事故备用,调频调相等多种动态效益也十分突出。国家电网公司已适时提出加快抽水蓄能电厂的建设和发展问题。
但是一座百万千瓦级抽水蓄能电厂大约需要40亿元总投资,按20%资本金考虑,则需要8亿元,如能与外商合资,则可减轻资本金压力。对大容量水电厂搞中外合资,只要中方控股,政策上没有障碍,主要是经济上投资是否能有收获。根据现行的政策趋向,笔者初步分析,中外合资抽水蓄能电厂还是可行的。以华中地区为例,华中地区目前平均上网电价为每千瓦时0.3元,全国平均销售电价中,输配电电价与上网电价的比例是23%与77%,按此比例计算,华中约为每千瓦时0.09元,三峡输配电价为0.07元,取两者之间的0.08元作为华中地区抽水蓄能电厂吸纳低谷电的测算时的输配电价。国家发改委提出峰谷差价允许2~5倍。如果以0.3元为平时上网电价,按5倍峰谷差价计算,则峰时上网价约为每千瓦时0.5元,谷时0.1元。低谷时段销售电价有两种算法,一种算法是不同时段的上网价加上相同输配电价,此算法,谷时段价高;一种算法是,按平时段销售电价,以峰谷差比例折算,此算法峰时段电价高。两种算法,后者虽然电网公司收入有降低,但用户比较直观,对负荷侧削峰影响将较明显。如抽水蓄能电厂测算采用后法,以谷时段4小时吸纳电量,得到3小时峰时段上网电量,则抽水蓄能电厂每千瓦小时电价效益相对于常规水电平时段每千瓦时约增大10%。如果作为对抽水蓄能电厂为电网的其他动态效益的补偿,以及为激励发展抽水蓄能电厂,国家允许电网公司谷时段抽水蓄能电厂用电不收或减收输配电费。加之目前报道的各地大用户直供电试点的上网电价一般至少降低20%~30%,那么以上综合考虑,抽水蓄能电厂每千瓦时电价效益将较常规水电平时段增大约40%。抽水蓄能电厂较之常规水电厂,水工枢纽综合工程量少,库区移民及淹没补偿少,综合造价将减少约20%~30%。因此,上网电价中还本付息等财务费用也就低,这样一来,估算每千瓦时电价总效益将增大约60%,如果抽水蓄能电厂以每年运行1500小时计算,则相当于一个年运行2500小时的常规水电。目前大容量抽水蓄能机组我国制造能力尚不高,利用卖方信贷等方式,解决设备和融资问题,这对一些厂商和国家是有吸引力的。当前国际上美、欧、日等发达国家经济和制造业不景气,国内正好有这么一些好的政策出台,我们应该积极抓住机遇,迅速针对具体项目进行技术经济可行性评估,争取各种可能的优惠政策试点,建设中外合资的抽水蓄能电厂。
引进外资组建输变电项目公司
按照现行政策,电网建设不允许外资进入,但是在具体项目上过去有华能项目的送出工程由华能出资。近年来香港华润控股的湖南鲤鱼江2×30万千瓦纳入西电东送的项目,其中湖南至广东的500千伏输变电工程,就是由合资公司出资并所有,由广东电网运行管理,由合资公司发包给一家湖南公司检修维护,这实际上已是一个完整的独立输变电项目了(虽然它还是以与发电项目捆绑方式出现的)。不久前,国家计委批复的几个500千伏输变电工程的可研报告,都明确了项目法人、项目资本金、造价及电价换算、贷款还本付息等问题。虽然它还是作为公司融资的方式,但是已经有了明确的项目法人和资本金额度,<
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