水力发电的经济利益分析

相比所有其他的发电技术，水力发电有很强的位置特征，并且有长达80年的生命周期（大坝甚至更长）。此外，水力发电技术还具有以下特点：巨大的初期投资、持久的建设和规划时间、固有的地质风险等。规划阶段主要涉及对所在位置的水文潜力评估、初步的技术和经济可行性研究、对环境的影响评估（EIA）和许多股东的讨论过程（包括反对意见），即使是小规模的工程，这些规划过程也需要持续几年时间。紧接着的是非常复杂的建设阶段，此时成本超支和进度落后是时有发生的事情。据世界水坝委员会报道，平均成本超支可达到56%^[5]。究其原因有很多，包括地质问题、股东的反对或者甚至是世界不稳定地区意料之外的通货膨胀。因为水力发电厂是资本密集型的，固定成本很高但是可变成本（运行和维护成本、水资源的特许使用费）通常较低。

现有的用于短生命周期、可变成本比例小的技术中的方法对水电投资决策进行评估时会产生不利影响。事实上，经常使用的一种方法是自由现金流量预测法。总的说来，这种方法可以确定每年的成本和收益，直到该工程的生命周期的末期，并且可以比较每年计算出的现金流量。在建设阶段，现金流量一般都是负的，但是到了运行阶段会变成正的，正如图11.5描述的那样。然后，根据当前情况，将所有的现金流量通过一个适当的贴现率贴现，再累加起来以估计该工程的价值。计算值被称为净现值（NPV），净现值大于零的工程在财政上被认为是可行的。由于贴现过程和货币价值随着时间而改变的事实，将来的成本和收益折算后价值比当前价值低。一般说来，这种方法会使那些初期投资高、收益时间长的工程处于不利地位。在这种评估方法并没有明确包含风险评估，但是风险可以通过灵敏度分析来评估。完全符合可持续性分析的经济效益分析目前还没有研发出来。图11.5所示为水电系统的一般情况^[13]。

这种评估方法清楚地显示，长期规划和建造阶段是工程经济效益评估过程中的关键的点，这个阶段只有投入而没有收益增长。与其他技术相比，水力发电要受到现金流分配的影响，因此，许多电力公司偏向于投资短期现有的化石燃料发电厂。此外，初始投资相对昂贵的水力发电系统的金融风险反过来使得其他发电方法更有吸引力。

利率在贴现率中占有很重要的比重。在工业生产中，常用大约6%的利率来计算工程的净现值。例如，世界银行评估水电工程时需要证明其具有10%～12%的利率才能得到财政支持^[22]。以10%的利率计算，现金流转超过5年、10年、15年、20年的贴现因子分别为0.62、0.39、0.24和0.15。这些因子清楚地显示，15年后的成本和收益的价值比当今价值的一半还少。显而易见，这样的观点不利于那些寿命长达80年或者更长时间的工程，因为用当前货币来衡量的话，50年以后的收益会贬值。

从投资组合的角度来看，水力发电能有助于缓解整体风险，因为它面临的风险不同于所有其他发电技术（煤，天然气，核能）。大多数影响水力发电系统经济性能的风险出现在施工阶段。水力发电除了可能和上游地区之间潜在的水源冲突，几乎没有任何的燃料风险。尽管固定成本很高，但是因为可变成本几乎为零，所以没有巨大的电力价格风险。当然，这不适用于抽水蓄能系统，由于要抽水，所以它存在电力价格风险。与化石燃料相比，水力发电不受碳税或碳排放价格的影响。从这个角度看，尤其是就未来规划和国家气候政策的高度不确定性而言，水力发电有巨大的优势（“后京都时代”仍然是政治谈判的焦点，使得天然气和燃煤发电厂的规划更加难以实现）。此外，也只有径流式和不需要大量抽水的储能式系统才有这样的优势。相比之下，单纯的抽水储能系统就能量成本而言，面临着高风险，因为基本的电力价格相比调峰价格来说表现出强烈的增长趋势。这样就减少了抽水储能系统赚取足够利润的机会^[13]。总的来说，在水力发电中涉及的风险不同于在化石发电技术中涉及的风险，这个事实使得水力发电在以煤和天然气为主任何投资组合中变得更加有价值。

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图11.5 DFCF方法

水力发电系统的一项艰巨的任务是对气候变化造成的后果作出评估。对气候变化进行预测难度很大，因为它取决于很多因素。已经有很多相关研究在关注这一问题^[23，24]。气候变化问题主要来自于水文周期的变化，极端天气（干旱，洪水，极端降水）发生的频率的增高以及气温的持续升高（蒸发，多年冻土区的上升，冰川融化）。现在还不清楚世界不同地区不同类型的水力发电系统将受到怎样的影响。例如，在瑞士，据初步调查预测，很大程度上由于受到全年持续上升的气温的巨大影响，导致夏季电力产量减少（蒸发率高，雨量较少），而冬季发电量增加（降雪减少，降雨增多）^[25]。在以后的几十年里，水量的净余额将是负的，瑞士的水力发电量可能会减少大约7%。通常情况下，气候的变化会导致极端天气现象增多的趋势，水力发电将受到干旱、洪水和暴雨的不利影响，结果将导致发电量的减少以及运行和维护成本的增加。

一般情况下，对于大部分发电技术来说，在安装方面的投资会伴随着安装和使用的数量的增加而逐渐减少，这对可再生的新能源技术来说尤为明显^[26]。其中的原因包括在实践中学习、在（预）研究中学习、在规模经济和市场环境变化中学习^[26]。实际上，适合于水力发电的场所稀缺（至少在某些国家中会出现这样的情况）会阻碍成本下降的趋势。对瑞士水力发电系统的调查结果显示，随时间的推移，学习效果会被过度补偿，因此投资成本会略微增加。同样对每千瓦时电力的生产成本也为略微增加^[27]。具体的投资成本也会由于所在区域不同而产生差异，在中国和拉丁美洲大约是每千瓦1100美元，在非洲、印度和土耳其大约为每千瓦时1400到1800美元^[4]，在欧洲，则成本更高，因为最好的位置已经被开发了。在瑞士，储能发电工程的具体投资成本约为每千瓦时2500瑞士法郎，而径流式发电系统的成本约为每千瓦时4000瑞士法郎^[13]。瑞士的水力发电成本平均约为每千瓦时0.06～0.07瑞士法郎，其中包括了资本成本和折旧（约占40%）、税（约占25%）、运行和维护成本（约占25%）^[12]。水力发电系统的生产成本多种多样，与位置、发电厂的年代（折旧状态）和发电厂类型等有关。因此，很难用一个通用的数字来比较水力发电和其他发电系统的生产成本。

资金是水力发电工程的另一个关键因素。前期的高成本、长期的可行性、成功的有限前景规划周期都是阻碍未来水力发电工程的重要因素。水力发电站的长期特性需要长期的资金支持^[22]。积极鼓励公-私机构合作，或者补偿金投资—作为水电投资的一种辅助的长期筹集资金的手段，都可以潜在地改善水力发电工程的状况，在目前自由的电力市场条件下尤其是这样。为了融资、实现未来的水力发电工程，独立的电力生产商模式或公私合营性质的模式，如建造—营运—转让或建设—拥有—运营—转让的模式都是比较有前途的生产模式^[10]。