桐柏抽水蓄能电站经营管理体制及成本回收机制研究终稿1210.docx
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桐柏抽水蓄能电站经营管理体制及成本回收机制研究终稿1210
科研项目报告编号：
2004100010D02017
桐柏抽水蓄能电站
经营管理体制及成本回收机制研究
国电动力经济研究中心
二oo四年十二月
中心项目编号：
2004100010D02017
主任
邓建利
总经济师
胡兆光
科研管理处
雷体钧
电网所所长
李英
课题负责人
李成仁
编写
李成仁
李英
李红军
刘毓全
段燕群
摘要
浙江桐柏抽水蓄能电站，是我国“厂网分开”电力体制改革后，也是发改能源[2004]71号文颁布后第一个即将投产的抽水蓄能电站。
研究浙江桐柏抽水蓄能电站的经营管理体制和成本回收机制，不仅有利于促进桐柏抽水蓄能电站的成本回收机制到位，保证桐柏抽水蓄能电站投产后的正常运营；而且有利于将发改委71号文落到实处，可为其他抽水蓄能落实成本回收机制起到示范作用。
该课题在对华东电网现场调研的基础上，结合华东电网的实际情况，对桐柏抽水蓄能电站运行方式进行了较为详细的模拟优化研究；在此基础上，结合当前有关电价政策，以及国内抽水蓄能电站经营管理的实践经验，分析提出了桐柏抽水蓄能电站的合理经营管理方式和成本回收机制，并对成本回收机制对用户的影响进行了分析。
ABSTRACT
AfterpowerplantswereseparatedfromgridandDocumentNo.[2004]71wasissuedbyEnergyDepartmentofNationalDevelopmentandReformCommission,Tongbaipumped-storagestationofZhejiangProvinceisthefirstpumped-storagestationwhichwillbeputintoproduction.TheprojectstudiedthemanagementandadministrationmechanismandcostrecoverymechanismofTongbaipumped-storagestationofZhejiangProvince,inordertoensurethenormaloperationafteritbeingputintoproduction.TheprojectisalsousefulforputtingDocumentNo.[2004]71intopracticeandthecostrecoverymechanismofTongbaipumped-storagestationwillbeamodeltootherpumped-storagestation.
TheprojectfocusedonoptimizingtheoperationmodeofTongbaipumped-storagestationofZhejiangProvince,basedoninvestigationandresearchtotheEastGridofChina.AndthereasonablemanagementandadministrationmodeandcostrecoverymechanismofTongbaipumped-storagestationwereproposed,andtheimpactsonconsumerofthecostrecoverymechanismwerealsoanalyzed.
目录
1．研究背景1
2．研究目的和思路1
3．桐柏抽水蓄能电站概况2
4．桐柏抽水蓄能电站运行方式研究3
4.1研究任务和目的3
4.2总体思路3
4.3优化目标和目标计算取值4
4.4桐柏抽水蓄能电站的寻优过程4
4.5基本假定5
4.6模拟测算方案及结果5
4.6.1模拟测算方案5
4.6.2模拟测算条件7
4.6.3模拟运行结果12
4.6.3.1调峰、填谷12
4.6.3.2优化火电运行15
4.6.3.3备用16
4.6.3.4调频、调相18
5．桐柏抽水蓄能电站经营管理体制18
5.1现行政策及评估18
5.2桐柏抽水蓄能电站不宜参与市场竞争19
5.3现有电网经营企业控股的抽水蓄能电站经营管理方式及评价21
5.3.1现有抽水蓄能电站主要经营管理方式21
5.3.1.1实行单一电量上网电价独立经营方式21
5.3.1.2实行两部制上网电价委托电网经营方式23
5.3.1.3实行两部制上网电价独立经营方式27
5.3.1.4实行租赁经营方式27
5.3.2现有抽水蓄能电站主要经营管理方式评价30
5.3.2.1实行单一电量上网电价独立经营方式特点30
5.3.2.2实行两部制上网电价委托电网经营方式特点31
5.3.2.3实行两部制上网电价独立经营方式32
5.3.2.4实行租赁经营方式的特点32
5.4桐柏抽水蓄能电站经营管理方式的选择33
6．桐柏抽水蓄能电站成本回收机制33
6.1抽水电价33
6.1.1抽水电价机制33
6.1.2抽水电价测算36
6.1.3峰谷电价调整系数测算37
6.2两部制电价38
6.2.1两部制电价机制38
6.2.1.1容量电价38
6.2.1.2电量电价39
6.2.2桐柏抽水蓄能电站两部制电价测算39
6.2.2.1容量电价测算39
6.2.2.2电量电价测算43
6.3租赁费43
6.3.1租赁费机制43
6.3.2桐柏抽水蓄能电站租赁费测算44
6.4桐柏抽水蓄能电站上网电价（租赁费）对用户电价的影响46
6.4.1从孤立电站角度考虑桐柏抽水蓄能电站对用户电价的影响46
6.4.2从系统角度考虑桐柏抽水蓄能电站对用户电价的影响48
6.4.3与替代方案比较，桐柏抽水蓄能电站对用户电价的影响53
7．结论55
1．研究背景
抽水蓄能电站不但能够调峰填谷，而且具有调频、调相、事故备用和黑启动功能，对确保电网的安全、稳定、经济运行具有十分重要的作用。
多年来，对抽水蓄能电站的经营管理、成本回收机制一直缺乏明确、规范的意见，不利于抽水蓄能电站的建设和发展。
2004年国家发改委印发了《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号文），明确了抽水蓄能电站投资、建设管理和回收机制的有关政策，这将对促进我国抽水蓄能电站发展，保证抽水蓄能电站获得正常的经济效益具有重要的现实意义。
但是，如何落实发改委71号文件，如何保证正在建设的抽水蓄能电站在投产运营前得到政府明确的电价批复，或明确成本费用的回收机制，将不仅直接关系到抽水蓄能电站投资人的投资收益能否得到落实，而且直接关系到抽水蓄能电站的各种效益能否得到充分发挥，对于抽水蓄能电站的运营、管理将产生十分重要的影响，也将对后续抽水蓄能电站的建设、发展起到示范、引导作用。
因此，开展这方面的研究工作十分必要而且非常迫切。
浙江桐柏抽水蓄能电站，是我国“厂网分开”电力体制改革后第一个即将投产的抽水蓄能电站，也是发改能源[2004]71号文颁布实行后要规范经营和成本回收方式的第一个投产的抽水蓄能电站，本研究课题结合浙江桐柏抽水蓄能电站的经营管理体制和成本回收机制进行研究，不但有利于促进桐柏抽水蓄能电站的成本回收机制到位，以保证桐柏抽水蓄能电站投产后的正常运营，而且有利于将发改委71号文落到实处，并对其他抽水蓄能电站的经营管理和成本回收机制的落实起到示范作用，因而具有重要的现实意义。
2．研究目的和思路
本课题的研究目的在于结合桐柏抽水蓄能电站在华东电网的作用，分析电站建成后在华东电网的运行方式，研究桐柏抽水蓄能电站经营管理模式和投资、运行成本回收方式，保证发改委71号文件落到实处，为其他抽水蓄能落实成本回收机制起到示范作用。
本课题的研究思路是，在华东电网现场调研的基础上，结合华东电网的实际情况对桐柏抽水蓄能电站进行模拟优化运行，确定合理的运行方式；然后，结合当前有关电价政策以及抽水蓄能电站的经营管理和成本回收等有关政策和实践经验，分析桐柏抽水蓄能电站的合理经营管理方式和成本回收机制，并分析成本回收机制对用户的影响。
3．桐柏抽水蓄能电站概况
桐柏抽水蓄能电站装机120万千瓦，安装4台单机容量30万千瓦的混流式水泵水轮发电机组。
电站由华东电网公司（10%）、浙江省电力公司（25%）、上海市电力公司（17%）、申能股份有限公司（20%）、浙江省电力开发公司（23%）和天台水电综合开发公司（5%）六方共同投资建设，动态总投资42亿元，工程于2002年开工建设，计划2005年投产第一台机组，2007年全面建成。
桐柏抽水蓄能电站位于浙江省天台县境内，距杭州、宁波直线距离分别为150公里和94公里，距秦山核电站150公里，距浙江拟建的沿海各大火电厂均在100公里之内，地理位置优越，地形、地质、水源、对外交通条件较好。
桐柏抽水蓄能电站枢纽由上水库、下水库、输水系统、地下厂房、开关站等部分组成。
上水库利用已建的桐柏电站水库改建，水库现有东西两个跨流域的引水渠，引水区流域面积达54.2km2。
上水库总库容为1231.63万m3，有效库容1063万m3，正常蓄水位396.21m。
下水库主坝采用钢筋混凝土面板堆石坝，岸边溢洪道，总库容1289.73万m3，有效库容1063万m3，正常蓄水位141.17m。
输水系统和厂房位于上、下库之间的山体内，采用一洞二机斜井方案，引水道和尾水道均不设调压室。
地下厂房采用尾部布置方式。
500kV开关站位于下库进／出水口平台上游150m山脊处，采用GIS开关设备。
4．桐柏抽水蓄能电站运行方式研究
4.1研究任务和目的
研究桐柏抽水蓄能电站运行方式，在于揭示桐柏抽水蓄能电站在浙江、上海电网中的作用，研究在各种因素影响下，桐柏抽水蓄能电站在浙江、上海电网的合理运行方式，为桐柏抽水蓄能电站的经济分析提供基础。
4.2总体思路
根据电力市场化改革及电价改革方向，以市场购电费用最小为目标，模拟计算桐柏抽水蓄能电站在不同抽水电量规模情况下浙江、上海电网运行时市场的购电费用，按购电费用最小确定桐柏抽水蓄能电站的运行方式。
首先，根据浙江、上海电网的负荷特性，在给定的水平年分别逐月选取典型日，针对桐柏抽水蓄能电站在两电网中所分配的容量分别模拟日运行：
取桐柏抽水蓄能机组的日抽水电量为模拟决策变量，进行电力电量平衡，按市场购电费最小决定桐柏抽水蓄能机组的日优化抽水发电运行方式，相应确定机组的日抽水电量、日发电量、各时段的抽水容量、发电容量和备用容量等；
然后，根据以上确定的桐柏抽水蓄能电站在浙江、上海电网的抽水和发电优化运行方式确定整个电站在典型日的抽水和发电运行方式，相应确定电站的日抽水电量、日发电量、电站各时段的抽水容量、发电容量、备用容量和日发电利用小时等；
最后，在典型日计算的基础上确定整个电站年抽水电量、发电量及发电年利用小时数等。
4.3优化目标和目标计算取值
模拟运行的目标为市场购电费最小。
市场购电费是指电网所购水电、燃煤电厂、燃气电厂及核电等各类电源的上网电量乘上网电价的费用。
考虑到本课题运行方式的研究，主要是确定桐柏抽水蓄能电站合理的抽水、发电电量等运行指标，因此，市场购电费中不计入天荒坪抽水蓄能电站的购电费用、网间协议的购电费用、水电购电费用，他们被认为在不同方案中发生的费用相同，对优化目标没有影响；市场购电费中计入的购电费用包括：
桐柏抽水蓄能电站的抽水费用、火电的购电费用、火电的启停机费用、缺电时的外购电费用等。
4.4桐柏抽水蓄能电站的寻优过程
将桐柏抽水蓄能电站日最大抽水电量10等分，加上不抽水情况，形成11个比较方案，在浙江和上海电网对应每个方案形成一个运行方式，计算对应的目标取值。
在每个省网11个目标取值中选出费用最小的，方案对应的为桐柏抽水蓄能电站在该省网的最优运行方式。
将桐柏抽水蓄能电站在浙江和上海电网的最优运行方式合在一起，为桐柏抽水蓄能电站的整体最优运行方式。
4.5基本假定
（1）计算系统范围为浙江、上海电网，计算水平年取为2006和2010年。
（2）桐柏抽水蓄能电站在浙江、上海电网内的机组容量分配，按有关协议规定，在浙江电网和上海电网的分电比例分别为59.3%和40.7%。
（3）水电按平水年进行水电站群补偿调节计算，三峡水电站和华东电网网属水电按协议规定的容量和电量分电比例参与浙江、上海电网的平衡计算。
（4）天荒坪抽水蓄能电站按现行运行方式及在电网的分电过程参与平衡。
（5）浙江、上海电网与华东电网有关省网的电力交换，按2003年4月~2004年3月的现有电力交换规模考虑。
（6）系统电力平衡顺序：
在选取的电网内，首先进行外购电力电量平衡；然后，天荒坪抽水蓄能电站按所分电的抽水、发电出力过程进行平衡；在此基础上，系统的剩余负荷和备用容量先由桐柏抽水蓄能电站进行平衡；然后由水电根据其技术经济指标进行平衡；最后对系统内的火电机组（包括燃煤火电、燃气和燃油火电、核电）进行平衡和优化。
4.6模拟测算方案及结果
4.6.1模拟测算方案
为了使模拟的桐柏抽水蓄能电站的运行方式既可以反映目前的现状，也可以反映未来的发展形势，在确定模拟方案是综合考虑了上网电价计价形式、火电机组运行的调度方式以及抽水蓄能电站的抽水电价三方面因素：
上网电价计价形式考虑了是否实行峰谷分时电价。
未实行峰谷分时电价代表目前上网电价现状；考虑峰谷分时电价代表未来的发展方向，特别是实行电力市场后，上网电价将反映电力市场不同时段的供需情况；
抽水电价考虑了三种可能的确定方式：
一是按提供抽水电量的火电机组上网电价考虑，代表目前现状；二是按电网平均上网电价考虑；三是按电网内煤电机组燃料成本为基础考虑，代表未来电力市场方向；
火电运行调度方式考虑了两种方式：
一种是考虑现行运行调度方式，即单机容量大的机组一般优先安排运行，机组利用小时较高，反之，则后安排运行，机组利用小时较低；另一种是按上网电价由低到高顺序投入，以反映未来电力市场的改变方向。
根据以上这些影响因素，这里拟定了八个方案进行模拟运行，其中，当上网电价不实行峰谷分时电价时，考虑了以下四个方案：
方案1：
桐柏电站抽水电价按提供抽水电量机组的上网电价考虑，且火电机组按上网电价由低到高顺序投入；
方案2：
桐柏电站抽水电价按电网平均上网电价考虑，且火电机组按上网电价由低到高顺序投入；
方案3：
桐柏电站抽水电价按电网内煤电机组燃料成本为基础考虑，且火电机组按上网电价由低到高顺序投入；
方案4：
桐柏电站抽水电价按提供抽水电量机组上网电价考虑，且火电机组按现行调度方式顺序投入。
当峰谷分时电价按本报告第六章确定的计算方法（谷时电价为电网内燃煤机组的燃料成本，平段电价维持不变，在电价总水平不变的情况下确定高峰电价）确定，考虑了以下两个方案：
方案5：
桐柏电站抽水电价按提供抽水电量机组分时上网电价考虑，且火电机组按上网电价由低到高顺序投入；
方案6：
桐柏电站抽水电价按提供抽水电量机组分时上网电价考虑，且火电机组按现行调度方式顺序投入。
当峰谷分时上网电价采用江苏省现行峰谷分时电价调整比例（高峰时段上浮14%，低谷时段下浮20%）时，考虑了与方案5和方案6类似的方案，即：
方案7：
桐柏电站抽水电价按提供抽水电量机组分时上网电价考虑，且火电机组按上网电价由低到高顺序投入；
方案8：
桐柏电站抽水电价按提供抽水电量机组分时上网电价考虑，且火电机组按现行调度方式顺序投入。
4.6.2模拟测算条件
1、浙江和上海电网的负荷概况
（1）浙江电网年最大负荷2006年为2292万千瓦，2010年为3250万千瓦，年内月最大负荷曲线及月内日电量不均衡率系数如下：
表4-1浙江电网年最大负荷率表
月份
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
2006年负荷率
0.84
0.75
0.81
0.77
0.75
0.88
1.00
0.96
0.94
0.86
0.87
0.84
2010年负荷率
0.84
0.74
0.81
0.77
0.74
0.87
1.00
0.95
0.93
0.86
0.87
0.84
表4-2浙江电网月不均衡率表
月份
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
2006年不均衡率
0.79
0.80
0.91
0.94
0.94
0.96
0.93
0.95
0.95
0.95
0.96
0.96
2010年不均衡率
0.79
0.83
0.92
0.95
0.93
0.95
0.94
0.96
0.96
0.94
0.95
0.96
（2）上海电网年最大负荷2006年为1749万千瓦，2010年为2320万千瓦，年内月最大负荷曲线及月内日电量不均衡率系数如下：
表4-3上海电网年最大负荷率表
月份
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
2006年负荷率
0.82
0.73
0.77
0.67
0.66
0.77
1.00
0.96
0.92
0.73
0.74
0.80
2010年负荷率
0.81
0.72
0.76
0.66
0.65
0.74
1.00
0.96
0.91
0.73
0.73
0.79
表4-4上海电网月不均衡率表
月份
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
2006年不均衡率
0.82
0.83
0.83
0.93
0.93
0.88
0.85
0.86
0.84
0.92
0.95
0.92
2010年不均衡率
0.79
0.80
0.81
0.91
0.92
0.89
0.82
0.83
0.82
0.90
0.93
0.91
2、电源构成情况
（1）浙江电网电源构成为水电、抽水蓄能电站和火电，容量构成如下：
表4-5浙江电网发电容量构成表单位：
万千瓦
水平年
水电
抽水蓄能量
火电
合计
2006年
229
103.37
（桐柏17.79～53.37）
1761
2093
2010年
332
121.16
（桐柏71.16）
3375
3828
（2）上海电网电源构成为水电、抽水蓄能电站和火电，容量构成如下：
表4-6上海电网发电容量构成表单位：
万千瓦
水平年
水电
抽水蓄能量
火电
合计
2006年
237
96.63
（桐柏12.21～36.63）
1405
1739
2010年
331
108.84
（桐柏48.84）
2005
2445
3、桐柏抽水蓄能电站情况
（1）运行参数
2006年为桐柏抽水蓄能电站的运行初期，装机发电台数为1至3台，2010年为建成后的正常运行期，装机发电台数为4台，具体运行情况如下：
表4-72006年桐柏抽水蓄能电站各月运行参数单位：
万千瓦、万千瓦时
月份
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
日最大抽水电量
199
199
199
199
199
399
399
399
399
598
598
598
装机容量
30
30
30
30
30
60
60
60
60
90
90
90
检修台数
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
可用容量
30
30
30
30
30
60
60
60
60
90
90
90
表4-82010年桐柏抽水蓄能电站各月运行参数单位：
万千瓦、万千瓦时
月份
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
日最大抽水电量
797
797
797
797
797
797
797
797
797
797
797
797
装机容量
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
检修台数
0
0
0
1
1
0
0
0
0
0
1
1
可用容量
120
120
120
90
90
120
120
120
120
120
90
90
（2）分电协议
按相关协议，桐柏抽水蓄能电站送浙江和上海的分电比例分别为59.3%和40.7%。
4、火电电源构成情况
（1）2006年火电构成情况
表4-92006年浙江电网火电站数据表
机组类型
台数
单机容量
装机容量
调峰深度
燃气
9
40
360
100%
启停
11
10
110
100%
常规
11
60
660
40%
核电
3
30.5
91.5
10%
常规
12
30
360
35%
常规
4
20
80
20%
常规
10
10
100
30%
表4-102006年上海电网火电站数据表
机组类型
台数
单机容量
装机容量
调峰深度
燃气
6
40
240
100%
启停
8
10
80
100%
常规
2
90
180
50%
常规
4
60
240
40%
常规
3
35
105
40%
常规
10
30
300
35%
常规
10
20
200
20%
常规
6
10
60
30%
（2）2010年火电构成情况
表4-112010年浙江电网火电站数据表单位：
万kW
机组类型
台数
单机容量
装机容量
调峰深度
燃气
14
40
560
100%
启停
11
10
110
100%
常规
2
90
180
50%
常规
28
60
1680
40%
核电
10
30.5
305
10%
常规
12
30
360
35%
常规
4
20
80
20%
常规
10
10
100
30%
表4-122010年上海电网火电站数据表单位：
万kW
机组类型
台数
单机容量
装机容量
调峰深度
燃气
12
40
480
100%
启停
8
10
80
100%
常规
4
90
升级会员 