电力行业一直是中国企业在海外工程承包及投资的重点行业，一些发展中国家，尤其是东南亚及非洲地区的国家，因基础设施薄弱，尚未形成全国统一的电网系统，至今电力覆盖率及居民电气化率仍不够高，局部缺电、断电及电力供需不平衡的问题依然存在。随着经济的快速增长，对于用电的需求也在日益增长，为了持续发展电力行业，保持合理电价，有效满足用电需求，很多国家近年来已经建设了大量的电站，但现有薄弱的网架结构和变电容量都已无法满足供电需求，因此配套的输电网和变电站的升级也迫在眉睫。近几年，中国出口信用保险公司（以下简称“中国信保”）已将输变电行业列入积极承保类行业，配合已有的电源电站发挥应有的作用，以解欠发达地区用电的燃眉之急。
由于电网建设及运营均需花费高额成本，对业主的资金和技术能力都有一定的要求，项目自身是否具备经济可行性就显得尤为重要。项目收益的计算又是论证经济可行性中最为关键的一环，本文以某输变电项目为例，浅析该类项目经济可行性论证中收益的计算，希望能对其他项目的论证有所启发。
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
项目经济可行性的论证过程中最关键的环节就是收益的计算，因为一旦前期的假设和变量确定了，计算偿债备付率（DSCR）、内部收益率（IRR）等经济性财务指标及敏感性分析的模型都是相对固定的。对于一些经济性较好，但因没有签署过网协议导致经济可行性无法论证的项目，可以参考上述过程进行计算。
上述案例也只是就某个具体项目而言，在实际应用中还需要根据实际情况来做相应的调整。例如若项目建成前期当地新增的潜在需求尚不足以按照项目最大的售电能力供电，那么前几年可按照项目所在区域所预测的实际潜在需求取值，待需求增至一定程度再按满负荷取值；若当地政府对于该类项目有相关的补贴政策，那么在计算收益时应将补贴部分的收入也纳入进来；有些项目还需要考虑输电电网的电能损耗问题。
需要注意的是，这种计算方式需要收集大量的数据，而且最终结果很大程度上依赖于数据来源的准确性，因此要做到每个数据都有理有据有出处，论证结果才是真实可信有说服力的。而对于一些确实不具备经济可行性的项目，只一味的套用现有模式而不重视内在逻辑和数据质量，那么最终的论证过程也就沦为了数字游戏。