装机仅占技术可开发量的1％，西藏水电开发潜力大、障碍多

电力18讯：

西藏水电开发，潜力大障碍多：

 

■截至2017年底，水电装机仅占技术可开发量的1％，在建水电站装机仅占技术可开发量的2.8％

 

■项目储备难以支撑“十三五”后期乃至“十四五”期间用电需求

 

■目前电力市场竞争环境下，新建水电单位千瓦造价高、缺乏电价竞争力，外送电量消纳风险大

 

记者日前从中国水力发电工程学会、西藏开发投资集团、水规总院主办的“西藏水电发展论坛”上了解到，我国目前已在雅鲁藏布江、怒江以及澜沧江的西藏段开展了一系列水电开发工作，主要解决西藏电力内需。而且，西藏主要流域都在积极开展流域规划研究。但目前西藏水电项目储备难以支撑“十三五”后期乃至“十四五”期间的用电需求，亟待提前做好规划。

      

与会专家普遍认为，开发水电是西藏自身经济社会发展的需要，是接续川滇送电、使水电西电东送永久利用的需要，更是带动西藏风电光伏等新能源开发和外送、实现我国非化石能源发展目标的需要。因此，西藏水电开发必须由政府主导，可将其纳入全国能源电力平衡，统筹考虑外送市场和输电通道建设，合理制定外送上网电价，给与一定的国家财政补贴、实施优惠的金融与税收政策。

文丨苏南

 中国能源报记者 

 

      

 

项目储备不足

 

 

据了解，藏东南的雅鲁藏布江、澜沧江、怒江和金沙江流域，技术可开发量约占西藏全区的86.6%，约占全国的23%。“十二五”以来，西藏水电进入较快发展时期，相继建成多个大中型水电站。但数据显示，截至2017年底，西藏水电装机仅占技术可开发量的1％，已在建水电站仅占技术可开发量的2.8％。

 

我国待开发水力资源一半以上集中在西藏，雅鲁藏布江、金沙江、怒江三条河流待建装机容量占我国水力资源最为集中十大河流待建总规模的75%以上，其中雅鲁藏布江占40%以上，开发潜力巨大。

 

“从‘十二五’规划电源实际执行情况及‘十三五’规划评估结果看，满足西藏区内需求的水电电源项目执行情况不容乐观，项目储备难以支撑‘十三五’后期乃至‘十四五’期间的用电需求。”西藏开发投资集团总裁谭继文介绍。

 

 “电源结构性矛盾和枯水期严重缺电问题仍是西藏能源电力持续健康发展的关键问题。”华能西藏雅鲁藏布江水电开发有限公司总工程师李超毅直言，长期电力不足制约西藏经济发展。“虽然西藏电力资源不断开发，缺电现象总体得以解决，但结构性矛盾仍然存在。冬季部分时段电力供应仍显不足，例如2018年冬季仍然依靠柴油机组顶峰。”

      

持上述观点的还有原中国水电工程顾问集团总经理、中国水力发电工程学会秘书长李菊根，他认为，大型骨干调峰电源建设滞后、区内电源仍以中小型径流式水电站为主，调节能力差，受来水影响大，枯水期发电能力弱。“未来几年西藏电力供应紧张局面将逐年加剧，尤其在冬季枯水期高峰时段。”

 

 

 

科学开发保护生态

      

 

西藏水电开发绕不开生态问题。与会专家一致认为，停止水电开发并不是对生态的保护，要客观看待西藏水电开发对生态环境的影响，既要慎重对待其带来的负面影响而避免盲目开发，也不能低估其积极正面的作用而无所作为。

      

“水电集约开发、土地资源高效合理利用，是实现更大范围的生态环境保护。”谭继文认为。

      

据了解，西藏常年干旱少雨，空气干燥，植被稀疏，水土流失严重，这些情况在怒江两岸非常显著。“通过水电开发形成水库，可增加大量的人工湿地，抬升地下水位，利于植物生长，植被恢复，水源涵养，从而防止水土流失。同时，水库对调节当地小气候，增加空气湿度和降雨具有显著作用，这进一步促进当地生态的改善，增加生物多样性，生态效益显著。”在西藏投资水电15年的大唐西藏分公司副总经理沈鹏表示。

      

数据显示，丰富的西藏水电资源每年可提供近8000亿千瓦时清洁电力，能源替代相当于每年少燃烧2.7亿吨标煤，减少CO2排放7亿吨，减少SO2排放230万吨，减少氮氧化物排放200万吨。

      

那么，如何科学开发西藏水电？与会专家一致认为：不能破坏生态。“西藏水电开发绝不能蜂拥而起，不能搞大规模开发，要建立在对国家河流问题、水电外送问题充分研究的基础上。”李菊根表示。

 

 

 

诸多问题待解

      

 

除开发比例小、生态环保考虑，目前西藏水电还面临电源经济性差、电价承受能力有限、项目推动困难等问题。与会专家建议，应从国家层面设立藏区水电开发基金，出台税收优惠、电价补贴等相关金融财税优惠扶持政策，促进西藏水电健康可持续发展。

      

记者了解到，在目前电力市场竞争环境下，新建西藏水电站尚无电价优势，水电单位千瓦造价普遍在2万元以上，新建水电站缺乏电价竞争力，电量消纳风险大。

      

“例如，拉哇水电站向华东四省送电单站经营期电价（含税）0.5358元/千瓦时，落地电价是0.5978元/千瓦时，当地火电标杆电价0.4471元/千瓦时，电价差值每千瓦相差0.1507元。”四川大学教授马光文介绍说，“西藏水电建设成本高、输电距离远，在缺乏相关扶持政策的情况下，成本加成定价法易导致西藏外送水电电价高，市场竞争力弱。若以受端市场平均购电价扣减输电费作为西藏外送水电上网电价，会出现成本倒挂问题。”

      

如何让藏电外送具有竞争力，多位专家提出，可先由国家出资设立基金资助水电企业度过还贷困难期，待还贷期结束后，受资助水电企业再从每年的经营利润中以不低于受资助总金额的方式来回报基金。也可仿效三峡工程建设基金转成重大水利工程建设基金的方法，将重大水利工程建设基金转成西藏水电开发基金。

      

此外，实施财税金融优惠政策有效降低水电成本电价。专家分析称，国家无偿拨款项目总投资的30%，可降低成本电价约30%；贷款利率优惠1.98个百分点，可降低成本电价约16%；建设期中央财政贴息3%，可降低成本电价约13%；延长还贷年限至30年，可降低成本电价约3%。