之六抽水蓄能电站租赁费分摊方式研究.docx
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之六抽水蓄能电站租赁费分摊方式研究
抽水蓄能电站租赁费分摊方式研究
《水电站定价机制研究》课题组
2008年9月19日
1概述
1.1抽水蓄能电站的经营管理模式
目前国内外抽水蓄能电站的经营一般采取以下三种模式:
电网统一经营、独立经营以及租赁经营,这三种经营管理模式各有其优缺点和适用范围。
1.1.1电网统一经营
十三陵抽水蓄能电站和南非札肯斯堡抽水蓄能电站均采用的是电网统一经营模式。
在这种模式下,电网经营企业将抽水蓄能电站视为电网公司的一个分公司或一个车间,由电网公司负责抽水蓄能电站的资金筹措、建设管理,抽水蓄能电站的资产所有权和经营权都归电网公司。
在运行上,由电网公司直接调度抽水蓄能电站,主要承担日常调峰、调频、事故备用等任务;在技术上,由电网公司对抽水蓄能电站的机组可用率、等效可用系数、电压稳定等主要指标进行考核;在财务上,抽水蓄能电站的成本及投资回报进入电网公司成本,由电网公司统一核算,通过计入输配电价或销售电价回收,电网公司对抽水蓄能电站的材料费、检修维护费、管理费等几个关键指标进行考核。
该经营模式的优点为:
电网公司作为抽水蓄能电站的资产所有者和经营者,可以统一调度抽水蓄能电站生产与运行,有利于充分发挥抽水蓄能电站的静态和动态效益,优化电网运行,有效提高电网的经济性与安全稳定运行水平。
该经营管理模式的主要缺点为:
(1)不利于调动社会其他投资方参与抽水蓄能电站建设,对电网公司资金要求较高。
在当前电网迅速发展,电网建设资金紧缺的情况下,会进一步加大电网公司的资金压力。
(2)不利于提高抽水蓄能电站管理和运行水平。
由于抽水蓄能电站投资与运营风险由电网公司承担,抽水蓄能电站自身缺少提高管理和运行水平的动力。
(3)电网统一经营时,电网公司并不是通过市场竞争获得抽水蓄能电站提供的辅助服务,因此不利于推进辅助服务市场的建设。
1.1.2独立经营
浙江天荒坪抽水蓄能电站和英国迪诺威克抽水蓄能电站均采用的是独立经营模式。
在独立经营模式下,抽水蓄能电站按照《公司法》的要求,成立独立的抽水蓄能电站有限责任公司,各投资方按出资额的比例分享权力和义务。
组建的抽水蓄能公司作为一个独立的发电商,以独立法人身份参与电力市场,购售电量或销售其他服务。
根据抽水蓄能电站上网电价机制的不同,独立经营模式又可分为以下两种形式:
(1)独立经营,实行单一制上网电价
该经营模式的优点为:
1)投资方同时拥有抽水蓄能电站的管理权、经营权,电站的运营状况直接影响经营者能否在激烈的市场竞争中生存。
因此,能充分调动抽水蓄能电站强化自身管理的积极性,促进其降低运行成本,提高管理水平。
2)抽水蓄能电站采用独立经营模式更易于参与辅助服务市场,也会有力推动辅助服务市场的建立。
该经营模式的缺点为:
1)抽水蓄能电站收益存在着较大风险:
i.电量效益风险:
一方面,由于抽水蓄能电站的发电量随着所处电网的电源结构、负荷特性、供需情况以及市场运营状况等因素而变化,很不稳定;另一方面,峰谷电价价差可能过小或者由市场所决定的抽水电价和上网电价波动可能很大。
因此,当以发电量和购销电价作为衡量其收益水平的重要经营指标时,抽水蓄能电站的收益存在很大风险。
ii.动态效益风险:
动态效益定量核算及相关价格的研究尚无普遍认可的方法,而且因地、因网、因时而异。
但是动态效益又恰恰是抽水蓄能电站价值的重要体现,若所处电网未建立竞争的辅助服务市场,或提供辅助服务的补偿不到位时,会减少抽水蓄能电站的收益。
2)由于抽水蓄能电站经营风险难以控制,因此不利于吸引多方投资。
3)抽水蓄能电站有其自身的经营目标,在辅助服务补偿不到位的情况下,为获得较高的经济效益需要提高上网电量,这样易引发电站与电网之间的矛盾,也不利于电网调度运行。
(2)独立经营,实行两部制上网电价
该经营模式的优点,除包含单一制上网电价模式下的优点外还包括:
1)有利于抽水蓄能电站控制经营风险。
两部制电价将抽水蓄能电站的容量和电量分开计价,体现了抽水蓄能电站的成本特性,实现了风险的合理分担。
容量电费补偿了抽水蓄能电站的容量价值,降低了投资方风险;同时电站还可以获得电量电费收益,电站经营风险相对可以控制。
2)较单一电量电价经营模式,该模式有利于发挥抽水蓄能电站综合效益,有利于保证电网安全稳定和经济运行。
该经营模式的缺点为:
两部制电价分容量、电量计量和结算,因此计量和结算系统复杂。
1.1.3租赁经营
租赁经营方式实际上也是独立经营方式的一种,广州抽水蓄能电站和美国Summit抽水蓄能电站均采用租赁模式。
在租赁模式下,抽水蓄能电站作为独立公司,负责电站的建设和建成后的管理与还贷,电站建成后租赁给电网公司运营,租赁方支付给抽水蓄能公司租赁费。
抽水蓄能电站由电网统一调度,其租赁费进入租赁方成本,由租赁方承担。
该经营模式的优点为:
(1)电站经营风险相对较低。
只要抽水蓄能电站能保证可用容量、启动成功率、强迫停运率等指标,就能获得相应的租赁收入,保证了电站的合理收益。
(2)电网公司对抽水蓄能电站拥有经营权或容量支配权,抽水蓄能电站的运行受电网统一调度,可以充分发挥其调峰、负荷跟踪、备用等静态、动态效益。
(3)租赁费与机组的可用容量、启动成功率等指标密切相关,有利于促进电站经营管理者提高电站管理及运行水平。
该经营模式的缺点为:
(1)合理的租赁费可以保证抽水蓄能公司的还贷和稳定收益。
但租赁费作为其主要收入,回报稳定,在风险小的同时收益也可能较小。
租赁合同确定后,也将同时失去参与市场竞争带来的更多收益机会,与独立经营模式相比,难以获取超额利润。
(2)租赁费用如果不能在销售电价得以解决,将挤占电网公司输配电价空间,增加电网公司的经营风险。
(3)抽水蓄能电站完全按照电网公司的调度运行,电网公司并不是通过市场竞争获得抽水蓄能机组提供的辅助服务,因此不利于推进辅助服务市场的建设。
(4)当在同一电网中同时存在独立经营和租赁经营的抽水蓄能电站时,可能会造成采用租赁经营模式的抽水蓄能电站过度使用,不仅增加了采用租赁经营模式的抽水蓄能电站的运行维护成本,也影响了采用独立经营模式的抽水蓄能电站的收益。
1.2课题研究的背景和目的
2007年,国家发展改革委就抽水蓄能电站的经营和定价问题发布了《国家发展改革委关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》(发改价格[2007]1517号)文件,文件明确:
“在《国家发展改革委关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》(发改能源[2004]71号)下发后审批的抽水蓄能电站,由电网经营企业全资建设不再核定电价,其成本纳入当地电网运行费用统一核定;发改能源[2004]71号文件下发前审批但未定价的抽水蓄能电站,作为遗留问题由电网企业租赁经营,租赁费由国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定”。
同时,文件指出:
“核定的抽水蓄能电站的租赁费原则上由电网企业消化50%,发电企业和用户各承担25%。
发电企业承担的部分通过电网企业在用电低谷招标采购抽水电量解决;用户承担的部分纳入销售电价调整方案统筹解决”。
该政策文件颁布后,政府部门、发电企业以及电网企业对抽水蓄能电站租赁费的分摊问题争论很大,一部分人认为“抽水蓄能电站相当于电网中的一个变压器,主要是为电网企业提供服务,因此租赁费应全部由电网企业承担”。
针对上述问题,本课题重点研究抽水蓄能电站租赁费分摊方式。
研究思路是:
通过分析抽水蓄能电站在电力系统中的作用,进而分析电网租赁和运行抽水蓄能电站的受益者,并根据经济学原理论证抽水蓄能电站的租赁费分摊方式,包括抽水蓄能电站租赁费的承担者、分摊比例和抽水电量的招标方案设计。
本报告论述的主要内容包括:
(1)抽水蓄能电站在电网中的作用及合理规模分析;
(2)抽水蓄能电站租赁制度研究,包括:
租赁费分摊的理论分析、租赁费分摊方案设计以及抽水电量招标机制设计;
(3)实例分析:
论证报告所设计的抽水电量招标机制的可行性,分析租赁抽水蓄能电站对电网公司、发电公司以及用户的影响。
2抽水蓄能电站在电网中的作用分析
2.1抽水蓄能电站技术经济特性分析
2.1.1抽水蓄能电站技术特性分析
抽水蓄能电站是电力系统中一种比较特殊的电源,主要有两方面的作用:
一是调峰填谷;二是担任调频、调相和系统事故备用等辅助服务功能。
与常规电站相比,其独特的填谷蓄能作用和快速灵活的机组启停特性,使其成为系统中承担调峰、调频、调相和事故备用的重要手段,同时它的黑启动能力可以保证在紧急事故情况下拉动系统的快速恢复。
抽水蓄能电站与其他技术特性的比较如表2-1所示。
表2-1电站技术特性比较
项目
抽蓄电站
燃煤电站
燃气电站
核电站
常规水电站
所承担负荷位置
峰荷
基荷、腰荷
峰荷
基荷
峰荷、基荷
调峰能力(%)
200
30~50
100
不参与调峰
100
开
启
特
点
每日启动
√
×
√
×
√
每周启动
√
√
√
×
√
空载~满载
30~35秒
2~3%额定容量/分钟
6~8分钟
30~35秒
填谷
√
×
×
×
×
调频
√
√
√
×
√
调相
√
×
√
×
√
旋转备用
√
√
√
×
√
快速负荷调整
√
√
√
×
√
黑启动
√
×
√
×
√
2.1.2抽水蓄能电站经济特性分析
从表2-1可以看出,抽水蓄能机组与燃煤机组、燃气(油)机组相比具有更好的调峰技术特性,本节将分析抽水蓄能机组、燃煤机组以及燃气/油机组参与系统调峰的经济性。
2.1.2.1模型描述
以固定成本和可变成本表征机组年成本费用函数:
(2-1)
其中:
为机组的年固定成本(元);
为机组的单位发电量可变成本(元/千瓦时);
为机组年发电量(千瓦时);
为机组年发电总成本(元)。
为方便不同类型机组之间的比较和选择,式(2-2)将总成本分摊到机组的单位装机容量上,得到单位装机容量的成本
(元/千瓦):
(2-2)
式中:
为机组装机容量(千瓦);
为单位装机容量的固定成本(元/千瓦);
为机组最大发电利用小时数(小时)。
由式(2-2)可以看出:
取决于
,
和
;对特定机组而言,
,
均为一固定值,
仅为
的线性函数,用图形表征如下:
图2-1中描述了两类机组的成本曲线,在纵轴上的截距为各自的单位装机容量固定成本,斜率为可变成本。
可见,当两种电源中固定成本较高的机组2可变成本较低时,两曲线相交于
,显然,当
<
时,机组1的单位成本相对较低,其运营经济性是高于机组2的;反之,当
>
,机组2单位成本相对较低。
由此可知,当为满足负荷增长所需要新建机组的利用小时数小于
时,应选择投资建设机组1;反之选择投资建设机组2。
2.1.2.2燃煤机组、燃气/油机组和抽水蓄能机组调峰经济性分析
本节采用上节所述模型和以下数据,对燃煤机组、燃气机组、燃油机组和抽水蓄能机组调峰的经济性做定量分析。
分析中仅以燃料价格计算其变动成本,以机组单位造价来计算其固定成本。
(2-3)
其中:
Q为机组单位造价(元/千瓦);
为贴现率,取5%;n为使用年限。
燃油/气机组单位造价以3300元/千瓦计,燃油成本约0.92元/千瓦时,燃气成本约为0.41元/千瓦时;燃煤机组单位造价以30万千瓦机组的单位造价计约为3700元/千瓦,燃煤成本约0.26元/千瓦时;抽水蓄能机组单位造价以3500元/千瓦计,假设以燃煤机组提供抽水电能,以抽水蓄能机组转换效率75%计,抽水成本约为0.35元/千瓦时。
数据如表2-2所示。
表2-2各类机组成本数据
机组类型
单位容量成本(元/千瓦)
变动成本(元/千瓦时)
燃油机组
264.80
0.92
燃气机组
264.80
0.41
燃煤机组
296.90
0.26
抽水蓄能机组
227.68
0.35
反映在成本曲线图上,如图2-2所示。
(小时)
注:
为抽水蓄能电站在实际运行中受系统可供抽水电量等因素决定的最大利用小时数
因此,对应于不同的电网,系统高峰负荷持续时间不同,采用抽水蓄能电站调峰的经济性也不同。
从表2-3可以看出,在报告所选择的参数水平下,当系统高峰负荷持续时间在769小时之内,抽水蓄能电站是最经济的调峰电源。
表2-3机组调峰经济性比较
系统高峰负荷持续时间
小于49小时
49与214之间
214与769之间
769与
之间
大于
机组调峰经济性排序
抽蓄
燃气机组
燃油机组
燃煤机组
抽蓄
燃气机组
燃煤机组
燃油机组
抽蓄
燃煤机组
燃气机组
燃油机组
燃煤机组
抽蓄
燃气机组
燃油机组
燃煤机组
燃气机组
燃油机组
2.2抽水蓄能电站在电网中的作用
由于电网电源结构、负荷特性、调峰能力等客观条件的差别,抽水蓄能电站在不同电网中的作用有所不同。
本节以广州抽水蓄能电站(以下简称广蓄)在广东省电网中的作用为例进行分析。
2.2.1调峰填谷
抽水蓄能电站在广东省电网中调峰填谷的作用不可替代。
从广蓄2003年-2006年的抽水电量和发电量数据可以看出,广蓄的抽水量和发电量持续增长,为缓解广东省电网调峰压力起到重要作用,2006年广蓄的调峰容量占到广东省总调峰容量的19%。
图2-3为广蓄2003年-2006年逐年抽水电量和发电量的情况。
图2-32003-2006年广蓄抽水量和发电量
2.2.1.12007年广东省电网低谷调峰现状
根据《2007年南方电网运行方式》,2007年广东省电网电力略有富余,峰荷时段的调峰问题基本解决,本报告主要研究广东省电网低谷负荷调峰情况,如下表所示:
表2-4广东省电网低谷负荷调峰情况单位:
兆瓦
1月
2月
3月
4月
5月
6月
7月
8月
9月
10月
11月
12月
发受电最低电力
17295
18416
18144
19915
22609
24769
26093
27683
27205
25546
25168
23725
抽蓄最大抽水能力
-1320
-1320
-1320
-1320
-1320
-1320
-1320
-1320
-1320
-1320
-1320
-1320
月平均最低负荷
20700
19550
20700
22425
22425
23010
23600
24960
25370
25960
25875
24725
调峰盈亏
3405
1134
2556
2510
-184
-1759
-2493
-2723
-1835
414
707
1000
从表2-4可以看出,广东省电网低谷调峰形势严峻,若没有抽水蓄能电站在负荷低谷期抽水蓄能,2007年广东省电网全年大部分时间均无法满足最低负荷调峰的要求。
因此抽水蓄能电站是广东省电网不可或缺的调峰电源。
2.2.1.22010年广东省电网调峰能力预测
(1)调峰容量需求
系统所需调峰容量以系统最大峰谷差来衡量。
“十五”期间广东省电网各年统调最大峰谷差和最大负荷如下表所示
表2-5广东省电网统调最大峰谷差及最大负荷单位:
兆瓦
2001
2002
2003
2004
2005
最大负荷
17288
20081
25319
29255
33922
最大峰谷差
8740
9434
12697
12003
13012
峰谷差率
50.56%
46.98%
50.15%
41.03%
38.36%
数据来源:
2001年-2005年广东省电网运行方式
由表2-5可知,“十五”期间广东省电网统调最大峰谷差率平均值约为0.45,由于没有全社会最大峰谷差数据,因此本次分析中取2010年广东省全社会最大峰谷差率为0.45。
(2)各类机组调峰容量
广东省电网中调峰电源主要包括:
水电机组、抽水蓄能机组、燃气/油机组。
西电东送电量虽可参与系统调峰,但是不确定性大;常规燃煤机组仅从技术角度而言也可参与系统调峰,但是以牺牲经济性为代价。
此外,广东省电网在高峰调峰容量紧缺的形势下还购部分香港电力进行调峰。
本次分析中各类电源调峰容量按下述方法选取:
1)水电:
水电站可调出力的100%均可参与系统调峰。
但由于水电站可调出力受到水电站调节性能、检修情况、来水情况等多种因素的影响,因此水电机组可调出力不好确定。
本次分析以2006年广东省电网水电调峰容量与水电总装机容量的平均比值来测算2010年水电站的调峰容量。
表2-62006年广东省电网水电调峰能力单位:
兆瓦
1月
2月
3月
4月
5月
6月
7月
8月
9月
10月
11月
12月
装机容量
1054
1054
1054
1054
1054
1054
1054
1054
1054
1054
1054
1054
调峰容量
433
218
74
254
354
354
754
754
694
502
390
519
比值
0.41
0.21
0.07
0.24
0.34
0.34
0.72
0.72
0.66
0.48
0.37
0.49
数据来源:
《南方电网2006年运行方式》
从表2-6可以得出,广东省电网水电调峰容量占水电装机容量比例的平均值为0.42。
2)火电:
受欠发、检修等因素影响,2006年广东省电网统调火电机组的调峰容量与装机容量的平均比值为0.31,随着新投运机组调峰性能的提高,这一数值将有所上升。
因此,在本次分析中取值0.35。
表2-72006年广东省电网火电调峰能力单位:
兆瓦
1月
2月
3月
4月
5月
6月
7月
8月
9月
10月
11月
12月
装机容量
20845
21445
22180
22780
22915
22915
23515
24865
25215
26115
26715
26715
调峰容量
6088
6275
7182
7568
7505
7042
7503
8186
8310
7985
8252
8252
比值
0.29
0.29
0.32
0.33
0.33
0.31
0.32
0.33
0.33
0.31
0.31
0.31
数据来源:
《南方电网2006年运行方式》
3)抽水蓄能:
理论上,抽水蓄能机组调峰容量可达到其可调出力的200%。
广州抽水蓄能电站的部分容量租赁给香港,且受检修等因素影响,其可调出力与其装机容量存在一定差额,本次分析中广蓄调峰容量取2006年平均值2730兆瓦;新建抽水蓄能电站的调峰容量取为装机容量的200%。
4)西电:
由于西电中水电比重较大,受来水限制调峰率不确定性较大,本次分析中分别取西电综合调峰率15%,25%和40%进行测算。
5)港电:
港电全负荷参与调峰。
6)核电:
核电不参与调峰。
(3)预测结果
根据《南方电网“十一五”发展规划和2020年远景目标总报告》,广东省电网2010年电源规划及全社会最大负荷如下表所示:
表2-8广东省电网2010年电源规划及最大负荷单位:
兆瓦
规划年
最大负荷
火电
水电
核电
抽蓄
西电
2010
73540
57390
6920
4780
4200
22380
注:
全社会最大负荷取南方电网五省(区)电力需求预测中方案
按照上节所选取的数据,2010年广东省电网调峰情况预测如表2-9所示:
表2-92010年广东省电网调峰供需情况预测单位:
兆瓦
规划年
方案
调峰容量盈亏
西电调峰容量
水电调峰容量
火电调峰容量
抽蓄调峰容量
港电调峰容量
调峰容量需求*
2010
1
-5196
3357
2906
20086
6330
1100
38976
2
-2958
5595
3
399
8952
*注:
系统旋转备用率按8%考虑,调峰容量需求=1.08×最大负荷-最小负荷
方案1:
西电调峰率为15%;方案2:
西电调峰率为25%;方案3:
西电调峰率为40%。
从表2-9可以看出,广东省电网2010年调峰形势依然很严峻,只有在西电调峰率为40%的情况下,广东省电网调峰容量才略有盈余。
因此,仍然需要充分发挥抽水蓄能电站的调峰能力。
2.2.2事故备用
2007年广东省电网购西电最大电力14220兆瓦,占广东省电网全部可调出力的28.4%,2010年广东省电网将购西电最大电力22380兆瓦,占广东省电网全部统调装机容量的23.4%。
由于西电东送通道事故概率较大,网络安全性问题比较突出,西电东送通道故障可能对广东省电网产生较大冲击,甚至对整个南方电网互联系统运行安全造成威胁,因此要求广东省电网具有足够的事故备用容量,当故障出现时快速响应以维持系统电压和频率稳定,保证电网运行安全。
虽然广东省电网中的燃油机组、燃气机组从技术上都可作用事故备用电源,但是由于燃油的价格很高使得燃油机组的运行成本很高,而燃气的供应存在不确定性,使得燃气机组的运行并不可靠,因此响应迅速、运行方式灵活的抽水蓄能电站是广东省事故备用电源的最好选择。
广蓄自投入运行以来,平均每年紧急启动16.5次。
例如:
2001年3月8日15:
58,天广交流天平线Ⅰ、Ⅱ回线路突然跳闸,广东省电网频率由事故前的50Hz下降到49.44Hz,通过紧急抢开香港1台抽水蓄能机组,使系统在16:
04时恢复50Hz。
2.2.3稳定电压
抽水蓄能机组可方便地调相运行。
不但在空闲时可供调相用,在发电和抽水时也可调相,尤其是在抽水工况调相时,经常进相吸收无功功率,有时进相很深,持续时间很长,这是其他发电机组很难达到的。
表2-10广蓄2003-2006年调相情况
时间
发电调相次数
发电调相时间(小时)
抽水调相次数
抽水调相时间(小时)
2003
71
93.91
1329
396.10
2004
16
17.64
3134
1020.54
2005
6
2.38
3425
1042.62
2006
2
0.58
3596
1308.36
总计
95
114.51
11484
3767.62
数据来源:
南方电网调峰调频公司
从表2-10可以看出,广蓄在发电工况调相次数和时间逐年减少,但在抽水工况下调相次数和时间逐年增加。
2.2.4做特殊负荷运行
由于抽水蓄能机组既可作电源又可作负荷,因此对电网调度组织功率特别方便简单,如大功率核电、火电机组调试期间甩负荷实验、满负荷震动实验,都需要有抽水蓄能机组配合。
大亚湾电站900兆瓦核电机组、沙角C厂660兆瓦煤电机组甩负荷实验时都由广蓄机组水泵运行作为负荷,一旦甩负荷,广蓄机组便低周切机和自动关机,使核电、沙角C厂试验得以顺利进行。
2.3小结
通过以上分析可以得到以下结论:
(1)通过对各类电源调峰经济性的比较分析,在报告所选取的参数水平下若电网中高峰负荷持续时间在769小时以内,采用抽水蓄能机组调峰最为经济。
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