一、输电费的收取形式

众所周知，最常规的收取形式就是在前期通过签署过网协议来确定输电费，但是在实际承保过程中发现并不是每个输变电项目都会签署过网协议。

有些项目由于发电、输电及供电都是由同一家公司（比如国家电力公司）负责，例如柬埔寨，输电线路建成后也将移交给柬埔寨电力公司（EDC）自用，这种情况下输电费就类似于俗话说的“左兜儿掏右兜儿”，因此并没有必要签署过网协议去单独约定这一部分的费用。

还有另一种情况可以概括为“一对多”模式，比如乌干达，由于乌干达允许私营部门通过公私合营方式参与电力生产供应，因此除国有主体外，乌干达发电、配电端存在多种类型主体，但输变电端，乌干达输变电公司（UETCL）是唯一的运营主体。乌干达电力系统运营结构及运营主体详情如下图：

此时作为输变电的运营主体UETCL的收入模式为：与上游的乌干达发电有限公司、南非Eskom（乌干达）有限公司、独立的电力生产商以及境外主体分别签署购电协议，与下游的乌干达配电有限公司、Umeme（乌干达）有限公司、其他独立配电公司以及境外主体分别签署售电协议。除购售电价差收入，UETCL同时还会接收乌干达财政部支付的政府补贴。

二、输变电项目收益的计算

弄清楚了输电费的收取形式，下一步就要具体计算输变电项目的收益了。原理其实非常简单，计算公式如下：

输电收益=输电价格*输电量

对于签署了过网协议具有明确输电价格的项目，项目的收益如何计算就很显而易见了，但是对于没有签署过网协议的项目是否就无从论证其经济可行性了呢？其实并不是这样的，前面提到的两种情况都可以通过相同的思路来计算项目输电产生的收益进而论证其经济可行性，即通过分解细化每一个变量，最终有依据的预计测算出项目建成后每年产生的收益。下面就以柬埔寨某输变电项目为例，详细介绍一下输电收益的分解计算过程。

该输变电项目由于上游购电、输电、下游售电均由柬埔寨电力公司（EDC）一家实施，从EDC的财报中也可以印证这一点，无需签署过网协议。因此，通过计算EDC自身销售电价（下游售电价格）与上网电价（上游购电价格）的差值（即输电价）论证本输电项目存在经济可行性。下面就需要进行一项非常重要的工作——收集数据。

由于EDC作为购电方与所有电站的投资方均签有保密协议，因此EDC无法书面给出上网电价说明，经过多轮沟通，EDC口头给出的水电站上网电价范围为0.07~0.08USD/kWh，燃煤电站上网电价范围为0.075~0.10USD/kWh，同时，也参考了目前中国信保已承保的购电方为EDC的柬埔寨水电站项目的上网电价。此外，又了解到本项目未来接入的一座燃煤电站上网电价为0.09USD/kWh。因此，为保险起见，火电和水电的上网电价取值分别为0.1USD/kWh和0.09USD/kWh，均高于实际成本价较为保守。根据送端不同电源比例加权平均后计算的上网电价为0.098USD/kWh。

接下来是计算项目所在地区的下游售电价格，采用的是加权平均法，即分别查询了解了当地的居民用电价格，工业农业用电价格，还有商业以及政府部门的用电价格，再根据当地各种用电量的占比加权平均后获得了一个该地区平均的售电价格0.1340 美元/ kWh。据此计算出该地区的购销电价差为0.036 美元/千瓦时（=0.1340-0.098），即本项目获得的输电价格。

输电量计算考虑本工程投产后，该地区共有115kV 主变4台，变电容量为450MVA，最大负荷为177.6MW。平均每个115kV 站接带负荷为44.41MW（=177.6MW÷4)。由于本项目预计2022年完工并移交，2023年为项目完工后的首个运营完整年，因此选取这一年的数据计算投产后一年电量。根据EDC 2020-2030规划报告(2020年4月份)，预计2023年该地区年用电量约2124GWh，最大负荷约674MW，因此西港地区年利用小时数为3152h（=年用电量2124GWh÷负荷674MW）。预计2023 年该地区单座115kV站年输电量为140GWh（=115kV变电站负荷44.41MW×年利用小时数3152h），本项目建设2座115kV站，运营期年输送电量共280GWh。

综上，按照0.036 美元/千瓦时的输电价，运营期年输送电量共280GWh计算，该项目年售电收入为1008万美元，内部收益率为19.72% ，偿债备付率为1.36，投资回收期为6.51年，具备经济可行性。

三、总结与思考