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讲解

('桐柏抽水蓄能电站经营管理体制及成本回收机制研究科研项目报告编号：2004100010D02017国电动力经济研究中心国电动力经济研究中心二oo四年十二月2国电动力经济研究中心中心项目编号：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A国电动力经济研究中心B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。ABSTRACTAfterpowerplantswereseparatedfromgridandDocumentNo.[2004]71wasissuedbyEnergyDepartmentofNationalDevelopmentandReformCommission,Tongbaipumped-storagestationofZhejiangProvinceisthefirstpumped-storagestationwhichwillbeputintoproduction.TheprojectstudiedthemanagementandadministrationmechanismandcostrecoverymechanismofTongbaipumped-storagestationofZhejiangProvince,inordertoensurethenormaloperationafteritbeingputintoproduction.TheprojectisalsousefulforputtingDocumentNo.[2004]71intopracticeandthecostrecoverymechanismofTongbaipumped-storagestationwillbeamodeltootherpumped-storagestation.TheprojectfocusedonoptimizingtheoperationmodeofTongbaipumped-storagestationofZhejiangProvince,basedoninvestigationandresearchtotheEastGridofChina.AndthereasonablemanagementandadministrationmodeandcostrecoverymechanismofTongbaipumped-storagestationwere国电动力经济研究中心proposed,andtheimpactsonconsumerofthecostrecoverymechanismwerealsoanalyzed.ii国电动力经济研究中心目录1．研究背景..............................................................................................12．研究目的和思路..................................................................................13．桐柏抽水蓄能电站概况......................................................................24．桐柏抽水蓄能电站运行方式研究......................................................34.1研究任务和目的...............................................................................34.2总体思路...........................................................................................34.3优化目标和目标计算取值...............................................................44.4桐柏抽水蓄能电站的寻优过程.......................................................44.5基本假定...........................................................................................54.6模拟测算方案及结果.......................................................................54.6.1模拟测算方案.............................................................................54.6.2模拟测算条件.............................................................................74.6.3模拟运行结果...........................................................................124.6.3.1调峰、填谷.........................................................................124.6.3.2优化火电运行.....................................................................154.6.3.3备用.....................................................................................164.6.3.4调频、调相.........................................................................185．桐柏抽水蓄能电站经营管理体制....................................................185.1现行政策及评估.............................................................................185.2桐柏抽水蓄能电站不宜参与市场竞争.........................................195.3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.215.3.1现有抽水蓄能电站主要经营管理方式...................................215.3.1.1实行单一电量上网电价独立经营方式.............................215.3.1.2实行两部制上网电价委托电网经营方式.........................235.3.1.3实行两部制上网电价独立经营方式.................................275.3.1.4实行租赁经营方式.............................................................275.3.2现有抽水蓄能电站主要经营管理方式评价...........................305.3.2.1实行单一电量上网电价独立经营方式特点.....................305.3.2.2实行两部制上网电价委托电网经营方式特点.................315.3.2.3实行两部制上网电价独立经营方式.................................325.3.2.4实行租赁经营方式的特点.................................................325.4桐柏抽水蓄能电站经营管理方式的选择.....................................33i国电动力经济研究中心6．桐柏抽水蓄能电站成本回收机制....................................................336.1抽水电价.........................................................................................336.1.1抽水电价机制...........................................................................336.1.2抽水电价测算...........................................................................366.1.3峰谷电价调整系数测算...........................................................376.2两部制电价.....................................................................................386.2.1两部制电价机制.......................................................................386.2.1.1容量电价.............................................................................386.2.1.2电量电价.............................................................................396.2.2桐柏抽水蓄能电站两部制电价测算.......................................396.2.2.1容量电价测算.....................................................................396.2.2.2电量电价测算.....................................................................436.3租赁费.............................................................................................436.3.1租赁费机制...............................................................................436.3.2桐柏抽水蓄能电站租赁费测算...............................................446.4桐柏抽水蓄能电站上网电价（租赁费）对用户电价的影响.....466.4.1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............................................................................................................466.4.2从系统角度考虑桐柏抽水蓄能电站对用户电价的影响.......486.4.3与替代方案比较，桐柏抽水蓄能电站对用户电价的影响...537．结论....................................................................................................55ii国电动力经济研究中心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1国电动力经济研究中心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。2国电动力经济研究中心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。3国电动力经济研究中心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4国电动力经济研究中心电量平衡；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；5国电动力经济研究中心方案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1234567891011122006年负荷率0.840.750.810.770.750.881.000.960.940.860.870.842010年负荷率0.840.740.810.770.740.871.000.950.930.860.870.84表4-2浙江电网月不均衡率表6国电动力经济研究中心月份1234567891011122006年不均衡率0.790.800.910.940.940.960.930.950.950.950.960.962010年不均衡率0.790.830.920.950.930.950.940.960.960.940.950.96（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1234567891011122006年负荷率0.820.730.770.670.660.771.000.960.920.730.740.802010年负荷率0.810.720.760.660.650.741.000.960.910.730.730.79表4-4上海电网月不均衡率表月份1234567891011122006年不均衡率0.820.830.830.930.930.880.850.860.840.920.950.922010年不均衡率0.790.800.810.910.920.890.820.830.820.900.930.912、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229103.37(桐柏17.79～53.37)176120932010年332121.16(桐柏71.16)33753828（2）上海电网电源构成为水电1、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1合同（协议）水电。7国电动力经济研究中心2006年23796.63(桐柏12.21～36.63)140517392010年331108.84(桐柏48.84)200524453、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123456789101112日最大抽水电量199199199199199399399399399598598598装机容量303030303060606060909090检修台数000000000000可用容量303030303060606060909090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123456789101112日最大抽水电量797797797797797797797797797797797797装机容量120120120120120120120120120120120120检修台数000110000011可用容量12012012090901201201201201209090（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8国电动力经济研究中心（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940360100%启停1110110100%常规116066040%核电330.591.510%常规123036035%常规4208020%常规101010030%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640240100%启停81080100%常规29018050%常规46024040%常规33510540%常规103030035%常规102020020%常规6106030%（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9国电动力经济研究中心燃气1440560100%启停1110110100%常规29018050%常规2860168040%核电1030.530510%常规123036035%常规4208020%常规101010030%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1240480100%启停81080100%常规49036050%常规66036040%常规33510540%常规123036035%常规102020020%常规6106030%5、火电发电经济指标表4-13浙江电网火电站数据单位：g/kWh、元/kWh、元机组性质单机容量20062010厂用电率上网电价启停费用厂用电率上网电价启停费用燃气403.0%0.44903.0%0.4490启停107.0%0.3941053007.0%0.394105300常规905.0%0.3550常规605.5%0.35505.5%0.3550核电30.55.5%0.41205.5%0.4120常规306.2%0.40406.2%0.4040常规207.0%0.32207.0%0.3220常规107.0%0.39407.0%0.394010国电动力经济研究中心表4-14上海电网火电站数据单位：g/kWh、元/kWh、元机组性质单机容量20062010厂用电率上网电价启停费用厂用电率上网电价启停费用燃气403.0%0.44903.0%0.4490启停107.0%0.3251053007.0%0.325105300常规905.0%0.39205.0%0.3920常规605.5%0.39205.5%0.3920常规356.2%0.35706.2%0.3570常规306.2%0.32406.2%0.3240常规207.0%0.32507.0%0.3250常规107.0%0.32507.0%0.32504.6.3模拟运行结果4.6.3.1调峰、填谷桐柏抽水蓄能电站能够提供电网高峰工作容量1200MW，日发电量600万kWh；能够提供电网低谷抽水容量1200MW，日抽水电量797万kWh。八个方案的抽水发电模拟运行结果见表4-15。从优化运行结果看，抽水、发电规模（即调峰、填谷运行方式）和机组利用小时，受三个方面的影响：（1）上网电价计价形式的影响当上网电价实行峰谷分时电价且桐柏抽水蓄能电站抽水电价按提供抽水电量机组电价时，抽水蓄能电站有适当的抽水、发电运行位置，且机组利用小时随着峰谷电价差的增加而加大。从方案1、方案7和方案5可以看出，当火电机组按上网电价由低到高顺序投入时，在上网电价不实行峰谷分时电价、实行不到位的峰谷分时电价、再到较为理想的峰谷分时电价时，桐柏抽水蓄能电站的抽水、发电量越来越大，机组利用小时越来越高：方案1，桐柏抽11国电动力经济研究中心水蓄能电站正常年份（2010年，下同）的合理的最大发电利用小时数约在6小时左右，其中分配上海容量利用小时约15小时，分配浙江容量利用小时约0小时；方案7，桐柏抽水蓄能电站正常年份的合理的最大发电利用小时数约在714小时左右，其中分配上海容量利用小时约999小时，分配浙江容量利用小时约519小时；方案5，桐柏抽水蓄能电站正常年份的合理的最大发电利用小时数约在973小时左右，其中分配上海容量利用小时约1102小时；分配浙江容量利用小时约884小时；从方案4、方案8和方案6可以看出，当火电机组按现行调度方式顺序投入时，也存在同样的结论。方案4，桐柏抽水蓄能电站正常年份的合理的最大发电利用小时数约在263小时左右，其中分配上海容量利用小时约30小时，分配浙江容量利用小时约603小时；方案8，桐柏抽水蓄能电站正常年份的合理的最大发电利用小时数约在934小时左右，其中分配上海容量利用小时约1230小时，分配浙江容量利用小时约730小时；方案6，桐柏抽水蓄能电站正常年份的合理的最大发电利用小时数约在1171小时左右，其中分配上海容量利用小时约1306小时；分配浙江容量利用小时约1079小时。（2）抽水电价的影响由于抽水费用提高将使经济抽水电量的规模降低，桐柏抽水蓄能电站发电利用小时数随抽水电价提高而降低。方案1－3比较，正常年份桐柏抽水蓄能电站抽水电价按电网内煤电机组燃料成本考虑12国电动力经济研究中心时（方案3），电站合理的最大发电年利用小时数最高，为936小时左右，其中分配上海容量利用小时约1043小时，分配浙江容量利用小时约863小时；其它两个方案比较接近。其中，方案1，合理的最大发电年利用小时数为6小时，其中分配上海容量利用小时约16小时，分配浙江容量利用小时约0小时；方案2，即按电网平均上网电价抽水时，合理的最大发电年利用小时数为0小时，即只能作为备用容量，不宜发挥调峰填谷作用。（3）火电调度运行方式的影响在其它条件相同的情况下，火电机组按现行调度方式顺序投入与火电机组按上网电价由低到高投入比较，前者桐柏抽水蓄能电站的抽水、发电电量较多，机组利用小时较高。13国电动力经济研究中心表4-15桐柏抽水蓄能电站优化年抽水电量、发电量和年利用小时计算方案年份2006年2010年分电情况年抽水电量年发电电量年利用小时年抽水电量年发电电量年利用小时亿千瓦时亿千瓦时小时亿千瓦时亿千瓦时小时一、上网电价不实行峰谷分时电价1、桐柏电站抽水电价按提供抽水电量机组上网电价考虑，且火电机组按上网电价由低到高顺序投入分电上海-1.300.98436.47-0.100.0815.50分电浙江0.000.000.000.000.000.00整个电站-1.300.98177.64-0.100.086.312、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分电上海-0.950.72319.710.000.000.00分电浙江0.000.000.000.000.000.00整个电站-0.950.72130.120.000.000.003、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分电上海-3.852.901296.30-6.765.091042.75分电浙江-4.343.271001.14-8.156.14862.70整个电站-8.196.171121.27-14.9211.23935.984、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分电上海-2.982.241001.96-3.912.94602.64分电浙江-0.550.41126.85-0.280.2130.01整个电站-3.532.66483.02-4.193.16263.07二、上网电价实行峰谷分时电价（采用测算的峰谷电价调整系数）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分电上海-3.852.901296.30-7.155.381102.26分电浙江-4.393.311014.51-8.356.29883.71整个电站-8.256.211129.20-15.5011.67972.666、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分电上海-4.033.041356.86-8.476.381306.31分电浙江-4.503.391039.88-10.197.681078.75整个电站-8.546.431168.89-18.6714.061171.37三、上网电价实行峰谷分时电价（采用江苏峰谷电价调整系数）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分电上海-3.172.391067.98-6.484.88998.74分电浙江-3.742.81862.57-4.913.69519.12整个电站-6.915.20946.17-11.388.57714.328、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分电上海-3.552.671193.19-7.986.011229.79分电浙江-3.742.81862.57-6.905.20730.17整个电站-7.285.48997.13-14.8811.20933.5214国电动力经济研究中心4.6.3.2优化火电运行抽水蓄能电站在系统内进行削峰填谷运行可以有效改善系统火电的运行环境，使火电可以平稳运行，降低火电调峰程度，提高火电负荷水平，从而降低火电煤耗，提高火电运行经济性。以方案5为例，7月份，对比桐柏抽水蓄能电站抽水发电运行方式和不抽水发电运行方式，浙江和上海电网火电机组的调峰率明显降低，而负荷率指标明显提高（见表4-16到表4-19），说明桐柏抽水蓄能电站优化运行有利于有效改善火电的运行条件，提高火电的经济性。表4-162006年典型月（7月）内桐柏抽水蓄能电站对上海火电机组运行的影响机组类型抽水运行不抽水运行调峰率负荷率调峰率负荷率燃气机组0.650.360.630.28启停机组0.330.931.000.77常规90万机组0.500.790.500.79常规60万机组0.400.870.400.85常规35万机组0.400.910.400.89常规30万机组0.001.000.001.00常规20万机组0.001.000.030.99常规10万机组0.001.000.001.00全部火电机组0.290.850.330.83表4-172006年典型月（7月）内桐柏抽水蓄能电站对浙江火电机组运行的影响机组类型抽水运行不抽水运行调峰率负荷率调峰率负荷率燃气机组0.770.490.960.43启停机组0.001.000.001.00常规60万机组0.001.000.001.00核电30.5万机组0.001.000.021.00常规30万机组0.001.000.001.00常规20万机组0.001.000.001.00常规10万机组0.001.000.001.00全部火电机组0.160.910.200.8915国电动力经济研究中心表4-182010年典型月（7月）内桐柏抽水蓄能电站对上海火电机组运行的影响机组类型抽水运行不抽水运行调峰率负荷率调峰率负荷率燃气机组0.780.440.890.43启停机组0.001.000.150.98常规90万机组0.500.850.500.85常规60万机组0.400.920.400.92常规35万机组0.200.980.400.95常规30万机组0.001.000.001.00常规20万机组0.001.000.001.00常规10万机组0.001.000.001.00全部火电机组0.390.820.430.81表4-192010年典型月（7月）内桐柏抽水蓄能电站对浙江火电机组运行的影响机组类型抽水运行不抽水运行调峰率负荷率调峰率负荷率燃气机组0.770.380.950.28启停机组0.110.991.000.82常规90万机组0.001.000.380.96常规60万机组0.001.000.001.00核电30.5万机组0.100.980.100.97常规30万机组0.350.950.350.92常规20万机组0.001.000.001.00常规10万机组0.300.970.300.94全部火电机组0.190.910.240.884.6.3.3备用桐柏抽水蓄能电站机组在浙江和上海电网既可作为削峰填谷的调峰电源，又可作为系统的备用电源，容量利用程度较高。以方案5为例，在优化运行方式下，2006年和2010年桐柏抽水蓄能电站机组各月在系统内的容量利用情况如表4-20和表4-21。16国电动力经济研究中心表4-202006年桐柏抽水蓄能电站的各月容量利用情况表单位：万千瓦月份分电浙江分电上海整个电站分电容量发电容量备用容量分电容量发电容量备用容量电站容量发电容量备用容量117.798.908.8912.2112.210.0030.0021.118.89217.7917.790.0012.2112.210.0030.0030.000.00317.790.0017.7912.2112.210.0030.0012.2117.79417.790.0017.7912.2112.210.0030.0012.2117.79517.7917.790.0012.2112.210.0030.0030.000.00635.5835.580.0024.420.0024.4260.0035.5824.42735.5835.580.0024.4224.420.0060.0060.000.00835.5835.580.0024.4224.420.0060.0060.000.00935.5835.580.0024.4223.460.9660.0059.040.961053.370.0053.3736.6336.630.0090.0036.6353.371153.3753.370.0036.6331.235.4090.0084.605.401253.370.0053.3736.6336.630.0090.0036.6353.37表4-212010年桐柏抽水蓄能电站的各月容量利用情况表单位：万千瓦月份分电浙江分电上海整个电站分电容量发电容量备用容量分电容量发电容量备用容量电站容量发电容量备用容量171.1671.160.0048.8448.840.00120.00120.000.00271.1671.160.0048.8448.840.00120.00120.000.00371.160.0071.1648.840.0048.84120.000.00120.00453.3753.370.0036.6336.630.0090.0090.000.00553.3753.370.0036.6315.9620.6790.0069.3320.67671.160.0071.1648.8448.840.00120.0048.8471.16771.1671.160.0048.8427.1621.68120.0098.3221.68871.160.0071.1648.8418.4430.40120.0018.44101.56971.1671.160.0048.8448.840.00120.00120.000.001071.1671.160.0048.8448.840.00120.00120.000.001153.3735.5917.7836.630.0036.6390.0035.5954.411253.3753.370.0036.6336.630.0090.0090.000.00此外，桐柏抽水蓄能电站上下水库拥有备用库容94.87万m3，平时可以作为紧急事故备用库容，遇较枯水年的枯水期则承担补充正常发电水量的任务。备用库容的存在，可以大大提高电网在事故时的反应能力，降低事故损失，提高电网安全运行的可靠性。17国电动力经济研究中心4.6.3.4调频、调相由于桐柏抽水蓄能电站采用了可逆式水泵水轮机，启动快速、调节灵活，因而可以适应电网瞬间负荷变化，随时调节电网频率，保持电网稳定运行；并且，机组设置了调相装置，每台机组均具有调相功能，有利于维持电网电压稳定，提高供电质量。5．桐柏抽水蓄能电站经营管理体制5.1现行政策及评估国家电力体制实行“厂网分开”改革后，为了规范抽水蓄能电站的规划、建设和管理，促进抽水蓄能电站的健康有序发展，提高电力系统的安全性、经济性和可靠性，国家发展和改革委员会以发改能源[2004]71号文下发了《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》（以下简称“71号文”），对抽水蓄能电站规划、选点以及建设和管理方式提出了具体意见，特别是对抽水蓄能电站的建设和经济效益实现作出了迄今为止最为明确的规定：“抽水蓄能电站主要服务于电网，为了充分发挥其作用和效益，抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，具体规模、投资与建设条件由国务院投资主管部门严格审批，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。发电企业投资建设的抽水蓄能电站，要服从于电力发展规划，作为独立电厂参与电力市场竞争。”从以上规定来看，仅规范了两种情况下抽水蓄能电站的经营管理方式和成本回收机制：一是规范了电网经营企业“全资”建设的抽水蓄能电站的经营管理方式和成本回收机制。由于规定“电网经营企业建设和管理的抽水蓄能电站其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定”，暗含着抽水蓄能电站由某一电网经营企业全资建设，并且享受与电网一样的待遇，即接受国办发[2003]62号确定的按“成本加收益”的管制方式。因为只有在电网全资建设的情况下，抽水蓄能电站的建设和运行成本才可能纳入该电网运行费用统一核定，否则将有违现行企业管理制度的有关规定。二是规范了发电企业建设的抽水蓄能电站的经营管理方式和成18国电动力经济研究中心本回收机制，即发电企业建设的抽水蓄能电站只能参与独立市场竞争，独立经营。由于浙江桐柏抽水蓄能电站是由华东电网公司、浙江省电力公司上海市电力公司、申能股份有限公司、浙江省电力开发公司和天台水电综合开发公司六方合资建设，并按照现代企业制度成立了浙江桐柏抽水蓄能发电有限责任公司，公司将自主经营、自负盈亏、自我发展。显然，在此情况下，桐柏抽水蓄能电站不宜按照电网经营企业全资建设的抽水蓄能电站一样，由电网经营企业统一经营，并作为电网公司的车间（部门）直接纳入电网运行费用统一核算；同时，由于它不是发电企业投资建设的抽水蓄能电站，显然也不受对发电企业的有关规定规范。5.2桐柏抽水蓄能电站不宜参与市场竞争桐柏抽水蓄能电站适不适宜参与市场竞争，应从三个方面考虑：一是是否有利于充分发挥电站的综合效益；二是是否有利于竞争性电力市场监管；三是参与电力市场竞争的现实条件是否具备。从是否有利于充分发挥抽水蓄能电站的综合效益来看，若电网经营企业控股投资建设的抽水蓄能电站参与市场竞争，电站必然按最大经济效益原则参与抽水、发电运行，因而不易协调电网整体利益与抽水蓄能电站利益之间的矛盾，这样就难以按照电网实际情况的需要，根据抽水蓄能电站运行灵活和反应快速的特点，充分发挥抽水蓄能电站具有调峰、填谷、调频、调相和事故备用等多种作用，因而也就很难充分发挥抽水蓄能电站在维护电网安全、稳定及经济运行的整体效益。并且，如果不能够充分发挥抽水蓄能电站的作用，也就有违国发5号文电力体制改革关于电网经营企业保留调峰、调频电厂的初衷；同时，也与发改能源[2004]71号文的精神不符。71号文明确表示，“抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理”，就是因为“抽水蓄能电站主要服务于电网”，就是“为了充分发挥其作用和效益”。从是否有利于电力监管来看，目前社会对竞争性电力市场调度和交易是否“公平、公正和公开”越来越关注，在当前调度和交易合一，且由电网经营企业统一管理的情况下，电网经营企业控股建设的抽水蓄能电站若参与市场竞争，容易引发其它独立发电公司对调度和交易公平性的疑虑，不利于电力市场的监管，不利于电力市场的有序运行。19国电动力经济研究中心从电力市场竞争的现实条件来看，由于我国竞争性电力市场才刚刚起步，对于像抽水蓄能电站这种非常规水电站，是否应该参与电力市场竞争，是否可以参与市场竞争，目前还存在争论。不过从目前电力市场建设速度较快的华东电网来看，在电力市场初期，仍排除了抽水蓄能电站参与电力市场竞争的可能性。总而言之，从是否有利于充分发挥电站的综合效益、是否有利于竞争性电力市场监管以及是否具备参与电力市场竞争的现实条件等三方面来看，桐柏抽水蓄能电站是不宜参与市场竞争的。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5.3.1现有抽水蓄能电站主要经营管理方式我国抽水蓄能电站建设起步较晚，但随着我国经济体制改革和电力体制改革的深入，我国已建的抽水蓄能电站根据我国国情和自身特点探索适合自己生存发展的经营管理方式和成本回收机制，并且取得了宝贵经验：如响洪甸抽水蓄能电站等采用单一电量电价独立经营；天荒坪采用两部制电价委托经营；天堂抽水蓄能电站采用两部制电价独立经营、广州抽水蓄能电站采用租赁经营等。这些宝贵经验将为下一阶段抽水蓄能电站的经营管理和成本回收提供有益的借鉴。5.3.1.1实行单一电量上网电价独立经营方式实行单一电量上网电价独立经营方式的代表是响洪甸抽水蓄能电站。响洪甸抽水蓄能电站位于安徽省西部，电站装机容量80MW，2001年6月23日正式进入商业化经营。响洪甸抽水蓄能电站工程在建设期分别由安徽省能源集团有限公司、国投中型水电公司安徽力源电力发展有限责任公司分别出资50%、30%和20%。1996年9月，股东各方按照建立现代企业制度的要求，合资组建了“安徽省响洪甸蓄能发电有限责任公司”。2001年7月18日根据原投资各方的要求，股权发生转让，由安徽省电力公司与安徽省能源集团有限公司分别出资55%、45%合资经营。20国电动力经济研究中心目前响洪甸抽水蓄能公司设置了3个部门，具体负责落实董事会决议，完成董事会确定的年度安全、生产、经营目标，负责管理公司并处理一切对外事务。2000年由国家计委批准了响洪甸抽水蓄能电站的上网电价为1.00元/kWh（含税，下同），对应的上网电量为0.5313亿kWh，对于超过的电量和抽水电价未作批示，经与省物价部门协商同意抽水电价采用天荒坪的0.214元/kWh执行。2002年安徽省物价部门按照国家计委关于疏导安徽电价的要求，将响洪甸抽水蓄能电站的上网电价由1.00元/kWh降为0.85元/kWh，对应的上网电量为1.0626亿kWh，而抽水电价维持不变。超过核准电量部分电价，每年根据年度用电情况核批，范围只能在0.30元/kWh～0.37元/kWh之间，基本保持发电变动成本。按照政府部门批准的电价，响洪甸抽水蓄能公司存在一定的经营困难，2001年和2002年都处于亏损状态（见表5-1）。为改善公司经营状况，公司曾上报两部制电价方案、超过核定上网电量的上网电价和抽水电价，以及欲参与分时电价的有关情况，但未得到省物价主管部门的答复。表5-1响洪甸抽水蓄能电站经营情况表单位：万元项目2001年7-12月2002年2003年1-6月合计主营业务收入3085.648379.645350.8416816.12主营业务成本2115.666603.883604.0212323.56其中：购电费851.063368.571937.296156.92折旧费1392.273342.051074.695809.01主营业务税金及附加28.9264.5847.62141.12主营业务利润941.061711.171699.24351.43财务费用1117.792249.711005.374372.87营业利润-176.72-538.54693.82-21.44营业外收支净额-4.05-1.00-5.05利润总额-176.72-542.59692.82-26.49净利润-176.72-542.59692.82-26.4921国电动力经济研究中心应交增值税361.50807.26595.291764.05实交税金318.94855.39659.731834.06响洪甸抽水蓄能电站投运后优化了安徽省电源结构，改善电网了火电机组运行条件，提高电网安全可靠性和供电质量，社会效益和环境效益显著。此外，由宁波及所属各县市共同筹资建设的宁波市溪口抽水蓄能电站（装机容量80MW）由宁波溪口抽水蓄能电站有限公司独立经营管理，实行的也是单一电量电价。5.3.1.2实行两部制上网电价委托电网经营方式目前天荒坪抽水蓄能电站实行两部制上网电价委托电网经营方式。天荒坪抽水蓄能电站装机容量1800MW（6×300MW），由原华东电力集团公司、上海申能股份有限公司、江苏省投资公司、浙江省电力开发公司和安徽省能源投资总公司五方按5/12、1/4、1/6、1/9、1/18的投资比例共同集资兴建，并按照《公司法》组建了华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司作为独立法人。天荒坪抽水蓄能有限公司依据公司法建立了公司章程，按照章程确定的运转机制进行运转；同时董事会又委托华东电网公司（原国电华东公司）对电站进行日常生产经营操作。并于1998年，签订了委托生产经营合同，委托华东电网公司对电站安全生产、电价方案制定、电能购销、设备检修、备品备件采购和索赔以及生产经营、机构定员设置等方面进行管理。电费由有限公司与华东电网公司直接结算而华东电网公司在联络口子上与三省一市电力公司进行结算。电站容量和所发电量由华东电网公司统一调度，根据“谁投资，谁用电”的原则，综合平衡后分配给三省一市电力公司（三省一市容量分配比例为6：5：5：2，相应的容量分配为：上海600MW，占33.3%；江苏和浙江各为500MW，各占27.8%；安徽200MW，占11.1%。抽水容量分配与发电比例相同）。其委托生产经营方式使得蓄能电站和电网的关系更加紧密，电站的发用电计划和电费结算只22国电动力经济研究中心和华东电网公司发生关系，大大降低了工作难度。2002年天荒坪抽水蓄能公司与华东电网公司续签了合同，目前各方面运转良好。电站实行两部制电价，两部制电价即容量电价和电度电价。容量电价以按期还本付息、回收大部分固定成本、合理利润和应计税费为原则制定；电度电价主要回收抽水电费和少量固定成本。在电站投运初期，华东电网公司负责电站的电费结算，执行临时电价：容量电价246元/kW.年，上网电量0.191元/kWh，受网电量0.1406元/kWh。考虑到抽水蓄能电站的特殊性，2000年9月国家计委正式批准天荒坪电站实行两部制上网电价，批准电价为：容量电价550元/kW.年；上网电价0.309元/kWh；受网电量0.214元/kWh。该电价执行时间为：上海、江苏、浙江从2000年1月1日起执行，安徽自2000年9月1日起执行。电站运行由华东电网公司电力调度通信中心负责调度管理。有限公司根据水库运行许可条件和机电设备健康状况及检修要求编制年度、月度和日运行计划，上报华东电网公司和董事会批准后执行。年度计划为指导性计划，月度和日计划是年度计划执行的体现和补充。在实施中，有限公司根据电站实际情况，于每天10时前上报第二天最大发电量和最大发电可用小时，由电网下达给三省一市负荷分配指导性计划，三省一市根据计划负责发电电能销售和抽水电能的供应。华东电网公司调通中心对天荒坪抽水蓄能电站的考核，重点是考核计入容量电费的计量依据。按华东电网公司下发了《天荒坪电站调度运行考核办法（试行）》，由华东电网公司调通中心对天荒坪电站等效发电可用小时实行统计，并作为计价容量计算的依据。所谓等效发电可用小时，系指一天内一个抽发循环过程中，在上水库水量可满足当日可用机组在额定状况下发电的小时，则每天每台机组最大等效发电可用小时按5小时计算。当电站上水库水量能够满足当日可用机组额定工况下5小时发电能力时，不论网调是否安排发电，均按设备健康状况以及机组能出力多少统计每台机组的等效发电可用小时。23国电动力经济研究中心由电站本身原因造成上水库水量不能满足可用机组额定工况下持续5小时发电时，不论网调是否安排发电，则按上水库实际水量计算电站的可用机组等效发电可用小时。因电站500kV母线以外的电网电气设备检修或故障（或者因为调度未安排电站低谷抽水造成上水库水量不足），则电站的发电等效可用小时按可用机组出力能力及最大可用小时统计（或者按低谷所缺的应抽水量加上库已存水量按可用机组出力能力及最大可用小时统计）。因电网事故处理需要，电站应网调要求紧急开机，造成当日发电水量不够，而影响此后发电计划，则电站的等效发电可用小时照计。考核中实行等效发电可用小时日结年清，当机组平均年等效发电可用小时少于1404h时，少的这一部分从已经确定的容量电费中扣除；反之若超过1404h时，则根据超发电量所获的利润按一定比例补偿给电站。从容量电费考核办法来看，电站是否能获取计划中的容量电费，一看上水库的健康水平，二看电站设备的健康水平。这种考核和计量办法，并不是依据蓄能电站实际为电网提供了多少电量和容量，而是按其设备健康状况和可能提供的容量和电量来对蓄能电站收益进行计量，这充分反映了抽水蓄能机组在电网中的作用。天荒坪电站机组投运初期，由于临时结算电价不甚合理，曾造成电站一度亏损，自2000年实施正式核准两部制电价后，电站扭亏为盈（见表5-2）。表5-2天荒坪电站历年电量销售及利润情况年份购入电量（万kWh）售电量（万kWh）利润总额（万元）19982612.751642.25-3470.4819999997779192-181772000179388143606-87062001222500179300+3944200232127825766618000（净利润）24国电动力经济研究中心图5-1机组启动成功率表5-3历年各工况运行次数单位：次、次/日.台年份发电发电调相抽水抽水调相合计平均运行次数1999年10062356764322392.832000年1712094195836112.472001年292801452148258622.682002年346101620163067113.06天荒坪抽水蓄能电站多年来机组启动成功率（图5-1）、各工况运行次数（表5-3）以及电站综合效率（目前已达80%，高出设计指标6个多百分点）逐年提高，在改善华东电网的调峰填谷运行水平和火电机组运行条件、担当系统事故备用、为系统提供旋转备用以及调节电网电压等方面发挥了积极作用。实践证明，天荒坪抽水蓄能电站执行两部制电价是合理可行的，有利于协调各方利益，调动各方积极性，有利于调动电力职工建设和管理好电站的积极性，有利于电网的安全稳定及经济运行。需要指出的是，天荒坪抽水蓄能电站受委托经营的管理方式，使电站在电力计划和调度方面受益，因此，两部制电价的作用需要客观评价；对容量电价的结算也存在进一步改进的余地；此外，天荒坪抽水蓄能电站一直按较为固定的曲线运行，特别是在缺电的情25国电动力经济研究中心况下，有时仍进行抽水运行，在某种程度上损害了天荒坪抽水蓄能电站综合效益的发挥。5.3.1.3实行两部制上网电价独立经营方式湖北天堂抽水蓄能电站采用的是两部制电价独立经营方式。湖北天堂抽水蓄能电站由湖北省电力公司（30%股份）、湖北省电力开发公司（25%）、湖北黄冈东源电业（集团）有限公司（20%股份）、罗田县天堂电站（15%股份）和湖北省投资公司（5%股份）共同出资建设，装机容量70MW，由湖北天堂抽水蓄能有限公司独立经营管理，实行两部制电价，容量电价为32.4元/kW.月，电量电价0.457元/kWh（原国家计委计办价格[2002]91号）。5.3.1.4实行租赁经营方式目前广州抽水蓄能电站采用的是租赁经营方式。广州抽水蓄能电站是我国第一座高水头、大容量抽水蓄能电站，一二期装机容量都为1200MW（4×300MW），总装机容量2400MW，是目前世界上己投产的装机容量最大的抽水蓄能电站。广州抽水蓄能电站装机容量2400MW，由广东省电力集团公司（占54%股份）、国家开发投资公司（占23%股份）和广东核电投资公司（占23%股份）共同投资建设，1993年6月第一台机组投运，2000年3月一、二期全部建成投产，并成立广东抽水蓄能联营公司进行管理，享有独立的法人资格，对内享有自主经营管理权，对外以自身财产承担有限责任。由于广州抽水蓄能电站是我国首座大型抽水蓄能电站，国内没有可供借鉴的经营经验，所以为实现抽水蓄能电站的合理经济效益经过了一个探索过程。26国电动力经济研究中心运行初期，广蓄采用了来电加工的经营模式，即由广东电网提供低谷电，经加工为高峰电并虑损耗后交回电网，电网按每度高峰电支付加工费，加工费是经过省物价局批准的，它包括电站成本、税收、还贷付息和利润，电站的经营者广东抽水蓄能电站联营公司，经济上只与电网发生关系而不直接向其他电力经营者和用户买卖电1994年广蓄电站在广东电网实际发电量仅为4.82亿kWh，大大低于设计值10亿kWh。尽管1994年广蓄支出较正常年份已减少近三分之一，但仍出现经营亏损。这种经营模式生产关系简单，没有复杂的定价，但经济上完全依赖电网而事前又无定量承诺，尤其是把不稳定的发电量作为唯一经营指标是这种经营模式的重要缺陷，因而无法实现抽水蓄能电站的正常经济效益。鉴于1994年广州抽水蓄能电站采用来电加工的核算方式所出现的亏损，为解决广州抽水蓄能电站的经营亏损问题，从1995年广州抽水电站由来电加工经营方式改为租赁经营方式，广蓄电站一期工程50%的容量从1995年开始实行租赁经营2。由广东核电集团和广电集团公司联合租赁，合同规定：广电和核电各出资50%，年租赁费按广蓄电站一年的运行成本、还本付息、利润和税收（营业税和附加）以及股东的回报确定，约280元/kW.年。租赁后的容量由广东电网统一调度，广电集团公司支持核电长期不调峰安全稳定运行。租赁方式较为方便且简单易行，对广蓄公司没有风险也没有超额利润。广蓄按照调度要求运行，以充分发挥抽水蓄能电站的作用，实现其经济效益。广蓄租赁合同是1995年5月29日签订的，签订前的上半年发电量为17295万kWh，签订后的下半年增为40477万kWh，为租赁前的2.34倍，效果显著。广蓄公司在1995年也实现了扭亏为盈，走上了比较正常的运营轨道。广州抽水蓄能电站租赁核算方式的成功为以后的蓄能电站经营提供了宝贵经验。广蓄二期4台300MW机组于2000年投入商业运行后，全部被广电集团公司单独租赁。2另50％的容量使用权出售给香港抽水蓄能发展有限公司，按双方互惠原则，出售容量使用权的单价为3500港元/千瓦，低于香港用作调峰的其它电源成本，但高于广蓄的实际建设投资；运行管理由广蓄承担，由港方支付低于国际水平而又高于广蓄实际需要的运行管理费用。27国电动力经济研究中心经过多年来的实践，广东抽水蓄能联营公司从1995年至今每年都取得了不错的经济效益（公司历年利润情况见表5-4）。表5-4广东抽水蓄能联营公司历年利润情况单位：万元年份利润总额19951868.9919961898.8319973018.8919984225.2219992660.632000一期2206.30二期5663.80合计7870.102001一期2256.75二期7627.20合计9883.94自大亚湾核电站参与租赁广州抽水蓄能电站以来，核电站的发电量越来越高，自1994年以来约提高了约37亿kWh，机组发电利用小时提高了约900小时（见表5-5），核电不调峰运行取得了良好的效益，达到了预期目标。表5-5大亚湾核电站投产以来发电情况单位：亿kWh、小时项目1994199519961997199819992000200120022003发电量113.13106.14121.14124.06129.38141.01147.01150.00147.48150.03机组利用小时5748539361556304657471657470762274947623广电集团公司在租赁广州抽水蓄能电站以后，在广东电网多次发生核电甩900MW负荷、沙角C厂660MW机组甩负荷，以及西南水电输电线路解列等事故，在这种紧急的事故情况下，广蓄电站起着电网事故备用电源的作用，提高了电网频率合格率，保证了广东电网的安全稳定运行。据不完全统计，仅1994年至1996年3年中，广蓄为广东电网事故备用紧急启动共59次。此外，广州抽水蓄能电28国电动力经济研究中心站自投运以来，在广东电网无功平衡、维持电压稳定也发挥了重要作用。如1994年发出无功1.58亿kVar.h，吸收无功8128万kVar.h；1995年发出无功5774万kVar.h，吸收无功1.1亿kVar.h；1996年发出无功284万kVar.h，吸收无功4.92亿kVar.h；1997年发出无功20万kVar.h，吸收无功4600万kVar.h。总之，广州抽水蓄能电站采取租赁经营以来，取得了电网、核电投资者和银行满意的多赢结果。5.3.2现有抽水蓄能电站主要经营管理方式评价5.3.2.1实行单一电量上网电价独立经营方式特点抽水蓄能电站单一制电量上网电价中，考虑了电站的全部成本包括抽水电费、合理利润以及依法计入的税金。在这种情况下，抽水蓄能电站的收益，将完全取决于政府价格主管部门批准的上网电价、抽水电价和年度上网电量，因此抽水蓄能电站要承担电价审批和市场变化（上网电量）的风险。抽水蓄能电站为获得较高的经济效益，就需要提高上网电量，为此易引发与电网之间的矛盾。在此情况下，抽水蓄能电站的运行维护、检修，均由电站自主负责，因而难以完全按照电网的要求进行，电站对为电网提供调峰、填谷、调频、调压等服务没有内在的激励机制，因而难以充分发挥抽水蓄能电站在维护电网安全稳定运行、提高供电质量等方面的作用。5.3.2.2实行两部制上网电价委托电网经营方式特点抽水蓄能电站由物价主管部门制定的两部制电价中，容量电价考虑了电站还本付息、回收大部分固定发电成本、合理利润和应计税费；电量电价考虑了抽水电费和小部分固定成本以及部分利润。将容量电价与电量电价分开计费，体现了抽水蓄能电站的成本特性，体现了风险的合理分担。两部制电价，体现了蓄能电站的容量作用，保证了经营者的利益，在机组与水库可用率高，满足调度要求的情况下，能保证电站的投资回收和合理的利润，不仅可以大大激发电站的积极性，促使其提高管理水平以保证设备的高可用率；而且，电网无需保证足够的购电量，电网调度更加自由、灵活，受利用小时数的限制较小，因而电网经营企业可以根据电网运行情况统一安排抽水蓄能电站的运29国电动力经济研究中心行方式，根据电网的要求运行维护，合理安排检修计划，充分发挥他们为电网调峰、填谷、调频、调压等服务功能，维护电网安全稳定运行，提高供电质量，保证其在系统中发挥整体效益。当抽水蓄能电站采用两部制电价委托经营时，电站是按照受委托的电网经营企业根据自身电网运行情况统一安排的发电计划，及批准的电价（包括容量电价、电量电价），向电网提供可用容量、电量服务并获得收益，因而其经营风险较小。此外，在目前电量电价中仍含有利润的情况下，努力提高发电利用小时还是在一定程度上不利于抽水蓄能电站在电网中整体效益的发挥。并且，由于抽水蓄能电站由电网经营企业代理经营，也一定程度上有违“公平、公正、公开”的原则。5.3.2.3实行两部制上网电价独立经营方式的特点实行两部制上网电价独立经营与实行两部制上网电价委托电网经营的特点基本一致，所不同的在于：由于没有电网经营企业直接参与经营管理，因而其经营风险相对较大。实行两部制上网电价独立经营与实行单一制电量上网电价相比，由于两部制电价反映了抽水蓄能电站的成本特性，其经营风险相对要小，并且由于上网电量不再主要成为抽水蓄能电站合理运行方式安排的障碍，因此，更有利于抽水蓄能电站在电网中整体效益的发挥，有利于电网的安全、稳定及经济运行。5.3.2.4实行租赁经营方式的特点抽水蓄能电站的项目法人，或抽水蓄能电站各投资方按照《公司法》的要求成立的项目法人，负责电站建设和建成后管理和电站的还本付息，电站建成后租赁给电网公司经营，电网公司给抽水蓄能电站支付租赁费，租赁费包括电站的总成本（不含抽水用电费）、税金投资者回报等，租赁费进入电网经营企业成本。抽水蓄能电站租赁给电网经营企业后，一方面可以通过电网经营企业支付的租赁费保证抽水蓄能电站能够获得正常的收益水平，有利于吸引投资保证抽水蓄能电站的发展，但通常也难以获得较高的盈利水平；另一方面，电网也可以将电站作为车间根据电力系统需要运行，由电网统一调度，根据电网的要求运行维护，合理安排检修计划，随时为电网提供调峰、填谷、调频、调压等服务，并接受电网的考核，从而可以充分发挥蓄能电站的优越性，有利于保证电网安全稳定运行、供电质量的提高，保证其在系统中发挥整体效益。30国电动力经济研究中心5.4桐柏抽水蓄能电站经营管理方式的选择根据以上的分析，由于桐柏抽水蓄能电站既不可能按照电网经营企业的全资电厂由电网经营企业统一经营、统一核算，也不宜于参与竞争性电力市场竞争，因而，按照政府制定的价格或费用进行独立经营是一种必然的选择。借鉴当前电网控股建设的抽水蓄能电站的经营管理经验，无论从是否有利于电站经营、是否能发挥电站在电网中的整体效益以及是否有利于公平监管来看，桐柏抽水蓄能电站可选择采用两部制电价独立经营或租赁经营。6．桐柏抽水蓄能电站成本回收机制6.1抽水电价6.1.1抽水电价机制抽水电价不仅对抽水蓄能电站的电量电价确定至关重要，更重要的是它直接影响抽水蓄能电站在电力系统中的经济性和运行方式。合理确定抽水电价，要充分考虑抽水电量的成本特性以及电网的供需情况。理论上，抽水电价应由抽水上网电价、输配电价和线损电价三部分构成，即：抽水电价＝抽水上网电价＋输电价＋线损电价（1）抽水上网电价抽水上网电价是确定抽水电价的基础。如果不是特殊情况，抽水蓄能电站抽水一般都发生在电网负荷较低时段，因而不会因为抽水蓄能机组抽水而需要增加电网内发电机组容量，导致发电容量成本的增加，抽水电量的发生只会增加电网内发电机组的边际变动成本。在以燃煤机组为主的电网内（比如上海和浙江电网），发电机组的边际变动成本应为燃煤机组燃料成本，故理论上抽水上网电价应根据电网内燃煤机组的燃料成本确定。在电力市场建立以后，抽水蓄能电站抽水电价一般可以通过两种方式：一是直接从现货市场上购买；二是作为大用户直接向发电商购买，双方协商确定抽水上网电价。无论采用何种方式，由于市场的调节作用，抽水电价一般既能够反映电网的供需状况，又能够反映抽水电量的成本特性，因而一般能够反映电网内燃煤机组的燃料成本水平。在电力市场建立以前，在上网电价未实行峰谷分时电价的电网，31国电动力经济研究中心由于不能够反映电网的供需状况和抽水电量的成本特性，因而抽水电价不可能接近电网内燃煤机组的燃料成本水平；在上网电价实行峰谷分时电价的电网，由于能够在一定程度上反映电网的供需状况和抽水电量的成本特性，因而抽水电价在一定程度上可以反映电网内燃煤机组的燃料成本水平，不过由于目前有的电网上网电价峰谷比较小，如江苏仅为1.425倍（高峰时段上浮14%，低谷时段下浮20%），因而抽水电价反映电网内燃煤机组的燃料成本水平的程度不够。根据以上分析，要实现抽水电价反映电网内燃煤机组的燃料成本水平定价，可以有两个途径：一是抽水电量市场化，由市场决定抽水电量的供需价格；二是电网内电厂上网电价实行峰谷分时电价，并使谷时电价达到燃料成本水平。在确定电厂上网电价峰谷分时电价时，坚持三个原则：总上网电价水平保持不变；谷时电价平均水平达到燃料成本水平；平段电价维持正常电价不变。根据以上三个原则，确定的峰谷电价上调和下降的调整系数如下：f上调＝（不实行峰谷电价时全年总上网费用－不实行峰谷电价时全年腰荷时段上网费用－实行峰谷电价时全年低谷上网费用）/不实行峰谷电价时全年高峰时段上网费用－1＝（不实行峰谷电价时全年低谷时段上网费用－实行峰谷电价时全年低谷上网费用）/不实行峰谷电价时全年高峰时段上网费用＝（∑PiEi,v－Pf×∑Ei,v）/∑PiEi,pf下调＝（不实行峰谷电价时全年低谷时段上网费用－实行峰谷电价时全年低谷上网费用）/不实行峰谷电价时全年低谷时段上网费用＝1－Pf×∑Ei,v/∑PiEi,v32国电动力经济研究中心其中：f上调、f下调：峰时电价上调系数和谷时电价下调系数；Ei,p、Ei,v：机组i峰、谷时段上网电量；Pi：不实行峰谷电价时机组i上网电价；Pf：电网燃料成本。（2）输电价考虑到抽水蓄能电站抽水一般在电网低谷运行时段，不会导致电网输送容量不足以至要求扩容、增加输电固定成本支出，不过由于调度方式的改变，可能增加电网部分变动成本支出，但这部分费用的改变通常较低可忽略不计，因此，在确定抽水电价时，可认为输电价为0而不必考虑输电价对抽水电价的影响。（3）线损电价考虑抽水电量在输送过程中会发生损耗，故抽水电价要考虑相应的线损电价，以公式表示：线损电价＝抽水上网电价×输电线损/（1－输电线损）综上分析，抽水电价可简化为：抽水电价＝抽水上网电价/（1－输电线损）6.1.2抽水电价测算1、抽水电价测算条件（1）上海、浙江电网燃煤电厂供电标煤耗均取370g/kWh；33国电动力经济研究中心（2）燃煤电厂燃煤热值4700kcal/kg；（3）上海、浙江燃煤电厂的含税原煤价格根据当前实际情况分别取350元/吨和370元/吨；（4）上海、浙江抽水电量输电线损分别暂取为3.5%和2.5%。2、抽水电价测算结果（1）抽水上网电价根据以上上海、浙江两网有关燃煤电厂含税原煤价格、供电标煤耗和燃煤热值情况，则上海、浙江两网的抽水上网电价，即燃煤电厂燃料成本价，分别为196.40元/MWh和207.62元/MWh。（2）抽水电价考虑上海、浙江两网抽水电量输电线损情况，则上海、浙江两网的抽水电价为：上海抽水电价＝196.40/（1-3.5%）＝203.52元/MWh浙江抽水电价＝207.62/（1-2.5%）＝212.95元/MWh6.1.3峰谷电价调整系数测算按照抽水上网电价峰谷分时电价机制，根据上海、浙江电网夏季冬季、春秋季三个典型负荷日曲线按各8小时划分峰、平、谷时段进行模拟计算，分时电价上下浮动系数为：2006年，上海电网峰荷时段上网电价上浮22.8%，低谷时段电价下浮31.8%，峰谷电价比为1.80；浙江电网峰荷时段上网电价上浮31.6%，低谷时段电价下浮35.2%，峰谷电价比为2.03。34国电动力经济研究中心2010年，上海电网峰荷时段上网电价上浮24.8%，低谷时段电价下浮34.7%，峰谷电价比为1.91；浙江电网峰荷时段上网电价上浮30.4%，低谷时段电价下浮33.8%，峰谷电价比为1.97。由计算结果可以看出，峰谷电价比一般比目前上网电价已出台峰谷分时电价的地方要高。峰谷电价调整系数见表6-1。表6-1峰谷电价调整系数电网2006年2010年峰段谷段峰谷比峰段谷段峰谷比上海22.8%31.8%1.8024.8%34.7%1.91浙江31.6%35.2%2.0330.4%33.8%1.976.2两部制电价6.2.1两部制电价机制为保证电厂投资回收和合理利润，激励机组具有高可靠率，并使电网调度具有较强的灵活性，不受机组发电利用小时的限制，要对目前采用的两部制电价进行改进。6.2.1.1容量电价容量电价确保抽水蓄能电站固定准许收入的回收，固定准许收入包括电站的全部固定成本和合理投资利润，以及依法计取的税收，其中固定成本包括材料费、折旧费、人工工资与福利、修理费、保险费、其它费用和财务费用。容量电价按可用容量计价，即：容量电价＝固定准许收入/可用容量其中：可用容量＝电站装机容量－厂用电容量－允许的强迫停运容量－计划检修容量由于抽水蓄能电厂容量电费的获得与电厂的可用容量有关，这样，就可以激励电厂提高可用率，确保电厂具有高可用容量，不但有利于电网根据实际情况对电厂进行合理调度，同时也为电厂获得35国电动力经济研究中心合理回报奠定基础。此外，为激励电厂提高可用容量，对电厂还应实行惩罚制度，在电厂检修、强迫停运超出预先确定的范围时，对容量电费实行扣减处罚。为激励抽水蓄能电厂在电网负荷高峰季节确保可用容量，容量电价可实行季节电价。6.2.1.2电量电价电量电价确保抽水蓄能电站变动准许收入的回收，变动准许收入包括抽水蓄能电站的可变成本，不分摊利润，依法计税。从目前情况来看，其中可变成本仅包括抽水电费。电量电价＝（抽水电价×抽水电量＋销售税金与附加）/电站上网电量其中：电站上网电量＝抽水电量×抽水发电转换效率×（1－厂用电率）销售税金与附加＝0故：电量电价＝抽水电价/（抽水发电转换效率×（1－厂用电率））由于抽水蓄能电厂合理回报全部计入容量电价，电量电价不含利润，因此，理论上电厂回报与发电量多少无关，在此情况下可大大降低电厂为追求发电量而与电网发生矛盾的可能性，有利于对电厂的合理调度。但由于电量电价与抽水发电转换效率、厂用电率有关电厂因而可以通过提高转换效率和降低厂用电率而获得额外收益，因此，这样的电价机制仍然对电厂提供了激励作用。6.2.2桐柏抽水蓄能电站两部制电价测算6.2.2.1容量电价测算1、主要测算依据36国电动力经济研究中心（1）原电力部、水利部水利水电规划设计总院水规规（1994）0026号文《水电建设项目财务评价暂行规定》（试行）；（2）原国家计委2001年以计价格[2001]701号文发布的《国家计委关于规范电价管理有关问题的通知》；（3）有关国家财税政策；（4）桐柏抽水蓄能电站可行性研究报告等有关资料。2、测算方法桐柏抽水蓄能电站容量电费收入，根据发电项目经营期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计取税金的原则确定，其中，发电成本按社会平均成本取值；合理收益按资本金财务内部收益率确定，资本金财务内部收益率按同期长期国债利率加一定百分点考虑。在测算抽水蓄能电站经营期容量电费收入的基础上，根据电站的可用容量计算容量电价。3、主要测算条件（1）电站装机容量，120万千瓦。（2）机组投产情况，其中1＃机2005年底投产；2～4＃机分别于2006年5、9、12月底投产。（3）厂用电容量，按装机容量0.4%考虑。（4）机组强迫停运率，按可行性研究报告取值3%。（5）计算期按36年考虑，其中：工程建设期，6年；项目经营期按30年考虑。37国电动力经济研究中心（6）工程投资、资金来源及资金条件工程固定资产投资总额42亿元，其中：20%为资本金；其余80%为国内贷款，贷款利率为6.12%，借款按18年（含建设期）本息等额偿还考虑。流动资金按装机容量10元/kW估算。其中：30%（即铺底流动资金）为自有资金，其余70%按贷款考虑，贷款利率为5.58%。（7）发电成本，包括折旧费、修理费、职工工资及福利、材料费和其他费用，具体包括：①电站折旧按30年直线折旧考虑；②修理费率按固定资产原值的1.5%考虑；③材料费参照国内同等规模电站按装机容量6元/千瓦考虑;④电厂职工160人，职工年平均工资按5万元/年，职工福利费为工资总额的14%，劳保统筹等为工资总额的42%；⑤固定资产保险费率参照国内其它电站的情况按2.5‰考虑；⑥其他费用参照国内同等规模电站按装机容量12元/kW考虑。（8）税金，按现行有关政策考虑，包括增值税、销售税金及附加以及所得税，其中增值税为价外税。各项目具体税率如下：38国电动力经济研究中心①电的增值税率，17%；②城乡维护建设税，7%；③教育费附加，3%；④所得税率，33%。（9）资本金内部收益率，根据计价格[2001]701号要求，“经营期内资本金内部收益率按略高于同期国内银行5年期以上贷款利率计算”，本次测算按加1～3个百分点，即按7.12%、8.12%和9.12%三种情况考虑。4、测算结果（1）容量电费收入当资本金财务内部收益率分别为7.12%、8.12%和9.12%时，电站正常年份的容量电费收入（容量准许收入）分别为63872万元、67460万元和71198万元。（2）可用容量根据电站设计情况，电站厂用电容量为装机容量的0.4%，机组检修容量为4台月，取机组强迫停运率3%，则正常年份机组的可用容量为106.3万千瓦。（3）容量电价39国电动力经济研究中心在财务内部收益率为7.12%、8.12%和9.12%时，桐柏抽水蓄能电站的容量电价分别为601.02元/kW.年、634.78元/kW.年和669.95元/kW.年。由于抽水蓄能电站不仅符合国家的产业政策，而且符合电力改革的要求，有利于维护电网的安全稳定运行和电力工业可持续、健康发展，因此，建议桐柏抽水蓄能电站容量电价按资本金财务内部收益率8.12%方案考虑，取容量电价为634.78元/kW.年。桐柏抽水蓄能电站容量电价测算结果见表6-2。表6-2桐柏抽水蓄能电站容量电价测算结果序号项目名称IRR＝7.12%IRR＝8.12%IRR＝9.12%2006201020062010200620101容量准许收入（万元）2927563872309196746032632711982可用容量（万千瓦）48.7106.348.7106.348.7106.33容量电价（元/千瓦.年）601.02601.02634.78634.78669.95669.956.2.2.2电量电价测算1、电量电价测算条件（1）桐柏抽水蓄能电站设计抽水发电转换效率为75.3%；（2）厂用电率按可行性研究报告取值2%。2、电量电价测算结果根据以上测算的上海、浙江两网的抽水电价，考虑桐柏抽水蓄能电站设计抽水发电转换效率、厂用电率情况，则抽水蓄能电站送上海浙江电网的电量电价分别为：送上海电量电价＝203.52/75.3%/（1-2%）＝275.79元/MWh40国电动力经济研究中心送浙江电量电价＝212.95/75.3%/（1-2%）＝288.58元/MWh。6.3租赁费6.3.1租赁费机制租赁经营是租赁双方协商的一种经营方式，一方面要保证投资方成本的合理回收，另一方面也要保证租赁者的合理利益，对抽水蓄能电站租赁经营，还要有利于电站对电网安全、稳定及经济运行作用的充分发挥。由于不同的租赁方式其租赁费用不近相同，在人员、电站的运行维护管理、借款的还本付息等仍由抽水蓄能电站负责的情况下，为保证电厂投资回收和合理利润，激励机组具有高可靠率，并使电网调度具有较强的灵活性，不受机组发电利用小时的限制，租赁费可按如下方式确定：租赁费确保抽水蓄能电站回收全部固定成本和取得合理投资回报，并包含依法计取的税收，其中固定成本包括材料费、折旧费、人工工资与福利、修理费、保险费、其它费用和财务费用。租赁费中不计入抽水电费，抽水电费作为电网经营企业的购电费，在销售电价中回收。由于租赁费中包含了全部的固定成本和合理的投资回报，所以抽水蓄能电站的经营风险较小。从维护租赁者的利益考虑，需要制定有关激励政策，激励抽水蓄能电厂提高可用率，充分发挥抽水蓄能电站在维护电网安全、稳定及经济运行的作用，为此，应对抽水蓄能公司实行惩罚制度，在电厂检修、强迫停运超出预先确定的范围时，对给付抽水蓄能电站的租赁费实行扣减处罚。同时，由于租赁费中不包含抽水电费，故抽水电量、抽水电价风险都要由租赁方承担。为激励电厂承担部分抽水电量风险，要对抽水发电转换效率和厂用电率实行奖罚制度：当抽水发电转换效率低于协商的转换效率或厂用电率高于协商的厂用电率时，要对损失的抽水电量按预先协商的抽水电价计算损失费用，在租赁费中扣减；反之，要对节约的抽水电量按预先协商的抽水电价计算节约费用，并按约定的比例，对电厂实行奖励。6.3.2桐柏抽水蓄能电站租赁费测算桐柏抽水蓄能电站租赁费测算方法，仍采用容量电费收入的测算方法，即根据发电项目经营期，按照合理补偿成本、合理确定收益41国电动力经济研究中心和依法计取税金的原则确定，其中，发电成本按社会平均成本取值；合理收益按资本金财务内部收益率确定，资本金财务内部收益率按同期长期国债利率加一定百分点考虑。租赁费的测算条件，也与容量电费收入的测算条件基本一致，不同的是，租赁费要考虑抽水蓄能电站租赁经营的营业税。根据《关于营业税若干政策问题的通知》（财税[2003]16号）规定，“双方签订承包、租赁合同（协议）将企业或企业部分资产出包、租赁，出包、出租者向承包、承租方收取的承包费、租赁费（承租费）按“服务业”税目征收营业税。”根据《中华人民共和国营业税暂行条例》，“服务业”营业税税率为5%。当桐柏抽水蓄能电站用于租赁时，在财务内部收益率为7.12%、8.12%和9.12%的情况下，电站正常年份（如2010年）的租赁收入（不含抽水电费）分别为56787万元、59977万元和63300万元。按桐柏抽水蓄能电站分配上海、浙江电网的容量比例分摊，则在财务内部收益率分别为7.12%、8.12%和9.12%的情况下，上海需承担23112万元、24411万元和25763万元，而浙江需承担33674万元、35566万元和37537万元（见表6-3）。表6-3桐柏抽水蓄能电站租赁费测算结果单位：万元/年项目名称IRR＝7.12%IRR＝8.12%IRR＝9.12%2006年2010年2006年2010年2006年2010年租赁费260275678727489599772901263300其中：上海承担105932311211188244111180825763浙江承担154343367416301355661720437537由于抽水蓄能电站不仅符合国家的产业政策，而且符合电力改革的要求，有利于维护电网的安全稳定运行和电力工业可持续、健康发展，因此，建议桐柏抽水蓄能电站租赁费按资本金财务内部收益率8.12%方案考虑，取租赁费59977万元/年。表6-3桐柏抽水蓄能电站租赁费测算结果单位：万元/年42国电动力经济研究中心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桐柏抽水蓄能电站在8个模拟方案情况下，桐柏抽水蓄能电站供上海、浙江单一电量电价，2006年最低水平分别为726.54元/kWh、860.72元/kWh；2010最低水平分别为739.34元/kWh、843.33元/kWh（见表6-4），并且，单一电量电价随着机组利用小时的降低而提高，比目前上海、浙江电网的平均上网电价（估计上海、浙江约分别为390元/MWh、450元/MWh左右）要高得多，显然桐柏抽水蓄能电站要提高用户电价水平。43国电动力经济研究中心表6-4桐柏抽水蓄能电站单一电量电价水平单位：亿kWh、亿元、元/MWh方案范围20062010上网电量上网电费平均电价上网电量上网电费平均电价上网电价不实行分时电价1、桐柏电站抽水电价按提供抽水电量机组上网电价考虑，且火电机组按上网电价由低到高顺序投入分电上海0.961.661727.470.082.7434891.07分电浙江0.001.80∞0.003.94∞整个电站0.963.463603.560.086.6885183.162、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分电上海0.711.592248.470.002.70∞分电浙江0.001.80∞0.003.94∞整个电站0.713.394802.040.006.65∞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分电上海2.842.09736.094.994.20841.81分电浙江3.202.81878.076.025.84970.85整个电站6.054.91811.3311.0110.04912.364、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分电上海2.202.241021.192.884.031400.17分电浙江0.402.004970.610.214.0419636.44整个电站2.614.241626.103.108.082607.64上网电价实行分时电价（采用测算峰谷电价调整系数）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分电上海2.842.09735.685.274.30815.74分电浙江3.242.83873.956.165.92960.80整个电站6.094.93809.3811.4410.22893.926、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分电上海2.982.16726.546.254.62739.34分电浙江3.322.86860.727.536.35843.33整个电站6.305.02797.2813.7810.97796.14上网电价实行分时电价（采用江苏峰谷电价调整系数）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分电上海2.342.06880.674.784.47934.55分电浙江2.752.871041.353.625.331473.74整个电站5.104.93967.508.409.801166.718、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分电上海2.622.19838.845.894.90831.34分电浙江2.752.871041.355.105.911158.98整个电站5.375.06942.6810.9810.80984.20注：桐柏抽水蓄能上网电量按2010年优化结果考虑，电价按FIRR=8.12%方案考虑。44国电动力经济研究中心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从系统角度考虑桐柏抽水蓄能电站对用户电价的影响，简单地可以从是否含桐柏抽水蓄能电站在内的电网平均上网电价考察，若含桐柏抽水蓄能电站的平均上网电价比不含桐柏抽水蓄能电站的平均上网电价高，说明会提高用户电价水平，反之，则不会提高用户电价水平。2006年，上海电网含桐柏抽水蓄能电站的平均上网电价比不含桐柏抽水蓄能电站的平均上网电价高1.26－1.70元/MWh不等；而浙江电网含桐柏抽水蓄能的平均上网电价比不含桐柏抽水蓄能电站的平均上网电价高1.19－1.39元/MWh不等；2010年，上海电网含桐柏抽水蓄能电站的平均上网电价比不含桐柏抽水蓄能电站的平均上网电价高2.11－2.74元/MWh不等；而浙江电网含桐柏抽水蓄能的平均上网电价比不含桐柏抽水蓄能电站的平均上网电价高1.87－2.13元/MWh不等，2010年价差高于2006年的原因主要在于桐柏抽水蓄能电站仍处于投产过程中，机组利用时间较短。虽然桐柏抽水蓄能电站会提高平均上网电价水平，相应要提高用户电价水平，但总体来看，提高幅度不大。45国电动力经济研究中心表6-5桐柏抽水蓄能电站对电网平均上网电价的影响（2006年）单位：亿kWh、亿元、元/MWh计算方案范围水电网间交换天荒坪火电桐柏合计（含桐柏电站）合计（不含桐柏电站）是否含桐柏电站的平均购电价差上网电量购电费外购电量购电费上网电量购电费上网电量购电费上网电量购电费上网电量购电费购电单价上网电量购电费购电单价上网电价不实行分时电价1、桐柏电站抽水电价按提供抽水电量机组上网电价考虑，且火电机组按上网电价由低到高顺序投入分电上海88.432.313.84.69.06.0736.6260.61.01.7848.8305.2359.5847.8303.5358.001.55分电浙江65.724.489.030.77.55.01166.9449.50.01.81329.1511.5384.81329.1509.7383.491.36整个电站154.156.8102.835.416.510.91903.5710.11.03.52177.9816.7375.02177.0813.2373.551.422、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分电上海88.432.313.84.69.06.0736.5260.60.71.6848.4305.1359.7847.7303.6358.081.57分电浙江65.724.489.030.77.55.01166.9449.50.01.81329.1511.5384.81329.1509.7383.491.36整个电站154.156.8102.835.416.510.91903.5710.20.73.42177.6816.6375.02176.9813.3373.591.433、桐柏电站抽水电价按电网内煤电机组燃料成本考虑，且火电机组按上网电价由低到高顺序投入分电上海88.432.313.84.69.06.0737.1260.32.82.1851.2305.4358.7848.4303.3357.471.26分电浙江65.724.489.030.77.55.01167.9449.53.22.81333.3512.4384.31330.1509.6383.141.19整个电站154.156.8102.835.416.510.91905.1709.86.04.92184.6817.8374.42178.5812.9373.141.214、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分电上海88.432.313.84.69.06.0737.2265.82.22.2850.7311.0365.6848.5308.8363.931.70分电浙江65.724.489.030.77.55.01167.1449.80.42.01329.7512.0385.01329.3510.0383.661.39整个电站154.156.8102.835.416.510.91904.4715.42.64.22180.4822.8377.32177.8818.5375.851.4946国电动力经济研究中心表6-5桐柏抽水蓄能电站对电网平均上网电价的影响（2006年，续）单位：亿kWh、亿元、元/MWh计算方案范围水电网间交换天荒坪火电桐柏合计（含桐柏电站）合计（不含桐柏电站）是否含桐柏电站的平均购电价差上网电量购电费外购电量购电费上网电量购电费上网电量购电费上网电量购电费上网电量购电费购电单价上网电量购电费购电单价上网电价实行分时电价（采用测算峰谷电价调整系数）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分电上海88.432.313.84.69.06.0737.1260.32.82.1851.2305.3358.7848.4303.2357.421.26分电浙江65.724.489.030.77.55.01168.5449.43.22.81334.0512.4384.11330.7509.6382.931.19整个电站154.156.8102.835.416.510.91905.7709.76.14.92185.3817.7374.22179.2812.8372.991.226、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分电上海88.432.313.84.69.06.0737.5264.53.02.2851.7309.7363.6848.7307.5362.301.27分电浙江65.724.489.030.77.55.01168.6449.53.32.91334.1512.5384.11330.8509.6382.951.19整个电站154.156.8102.835.416.510.91906.1714.06.35.02185.9822.2376.12179.6817.1374.911.22上网电价实行分时电价（采用江苏峰谷电价调整系数）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分电上海88.432.313.84.69.06.0737.0260.12.32.1850.6305.1358.7848.2303.1357.281.44分电浙江65.724.489.030.77.55.01167.8443.22.82.91332.8506.2379.81330.0503.3378.451.37整个电站154.156.8102.835.416.510.91904.8703.35.14.92183.4811.3371.62178.3806.4370.201.398、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分电上海88.432.313.84.69.06.0737.3264.72.62.2851.2309.9364.0848.6307.7362.561.46分电浙江65.724.489.030.77.55.01167.9443.22.82.91332.8506.2379.81330.1503.3378.431.37整个电站154.156.8102.835.416.510.91905.3707.95.45.12184.1816.1373.62178.7811.0372.241.4047国电动力经济研究中心表6-6桐柏抽水蓄能电站对电网平均上网电价的影响（2010年）单位：亿kWh、亿元、元/MWh计算方案范围水电网间交换天荒坪火电桐柏合计（含桐柏电站）合计（不含桐柏电站）是否含桐柏电站的平均购电价差上网电量购电费外购电量购电费上网电量购电费上网电量购电费上网电量购电费上网电量购电费购电单价上网电量购电费购电单价上网电价不实行分时电价1、桐柏电站抽水电价按提供抽水电量机组上网电价考虑，且火电机组按上网电价由低到高顺序投入分电上海124.545.613.84.69.06.0927.1345.10.12.71074.5404.0375.991074.4401.3373.472.52分电浙江95.336.169.624.07.55.01701.0641.00.03.91873.4710.0379.001873.4706.1376.902.10整个电站219.881.783.428.716.510.92628.1986.00.16.72947.91114.0377.902947.81107.4375.652.262、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分电上海124.545.613.84.69.06.0927.1345.10.02.71074.4404.0375.991074.4401.3373.482.52分电浙江95.336.169.624.07.55.01701.0641.00.03.91873.4710.0379.001873.4706.1376.902.10整个电站219.881.783.428.716.510.92628.1986.00.06.62947.81114.0377.912947.81107.4375.652.253、桐柏电站抽水电价按电网内煤电机组燃料成本考虑，且火电机组按上网电价由低到高顺序投入分电上海124.545.613.84.69.06.0928.6344.65.04.21080.9405.0374.731075.9400.8372.562.17分电浙江95.336.169.624.07.55.01702.8640.86.05.81881.3711.8378.341875.3705.9376.441.90整个电站219.881.783.428.716.510.92631.5985.411.010.02962.21116.8377.022951.21106.8375.022.004、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分电上海124.545.613.84.69.06.0928.4348.02.94.01078.5408.2378.521075.6404.2375.782.74分电浙江95.336.169.624.07.55.01701.1642.20.24.01873.8711.4379.651873.6707.3377.532.12整个电站219.881.783.428.716.510.92629.5990.23.18.12952.31119.6379.232949.21111.6376.892.3448国电动力经济研究中心表6-6桐柏抽水蓄能电站对电网平均上网电价的影响（2010年，续）单位：亿kWh、亿元、元/MWh计算方案范围水电网间交换天荒坪火电桐柏合计（含桐柏电站）合计（不含桐柏电站）是否含桐柏电站的平均购电价差上网电量购电费外购电量购电费上网电量购电费上网电量购电费上网电量购电费上网电量购电费购电单价上网电量购电费购电单价上网电价实行分时电价（采用测算峰谷电价调整系数）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分电上海124.545.613.84.69.06.0928.7344.35.34.31081.3404.8374.341076.0400.5372.182.16分电浙江95.336.169.624.07.55.01703.0640.36.25.91881.6711.3378.031875.5705.4376.111.92整个电站219.881.783.428.716.510.92631.8984.511.410.22962.91116.1376.682951.51105.9374.682.006、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分电上海124.545.613.84.69.06.0929.4346.66.34.61083.0407.4376.221076.7402.8374.112.11分电浙江95.336.169.624.07.55.01703.5641.37.56.31883.5712.8378.431876.0706.4376.571.87整个电站219.881.783.428.716.510.92633.0987.913.811.02966.51120.2377.632952.71109.2375.671.95上网电价实行分时电价（采用江苏峰谷电价调整系数）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分电上海124.545.613.84.69.06.0928.6344.54.84.51080.6405.1374.891075.9400.7372.402.49分电浙江95.336.169.624.07.55.01702.2632.13.65.31878.2702.6374.051874.6697.2371.932.12整个电站219.881.783.428.716.510.92630.7976.68.49.82958.91107.7374.362950.51097.9372.102.268、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分电上海124.545.613.84.69.06.0929.3347.05.94.91082.5408.1376.971076.6403.2374.492.49分电浙江95.336.169.624.07.55.01702.7633.25.15.91880.3704.3374.551875.2698.4372.422.13整个电站219.881.783.428.716.510.92632.0980.211.010.82962.71112.3375.442951.81101.5373.182.2649国电动力经济研究中心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若要基本满足电网同样的需求，选择燃气机组作为抽水蓄能电站的替代方案是比较合理的。根据2010年的负荷情况，经过优化运行，桐柏抽水蓄能电站与替代方案（等效容量燃气机组）相比，能够给电网带来市场购电费的节约，折合上网电价上海平均降低0.16-0.92元/MWh；浙江上海平均降低0.13-0.62元/MWh（见表6-7），表明建设抽水蓄能电站比建设燃气电站更有利，在一定程度上有利于降低上网电价水平，有利于降低用户负担。50国电动力经济研究中心表6-7桐柏抽水蓄能电站与替代方案2010年比较效益单位：亿元、亿kWh、元/MWh计算方案范围比较效益上网电量降低电价一、上网电价不实行峰谷分时电价1、桐柏电站抽水电价按提供抽水电量机组上网电价考虑，且火电机组按上网电价由低到高顺序投入上海0.201074.50.16浙江0.291873.40.13整个电站0.492947.90.142、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上海0.201074.40.16浙江0.291873.40.13整个电站0.492947.80.143、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上海0.271080.90.21浙江0.361881.30.16整个电站0.642962.20.194、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上海0.261078.50.20浙江0.401873.80.18整个电站0.672952.30.19二、上网电价实行峰谷分时电价（采用测算的峰谷电价调整系数）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上海0.441081.30.35浙江0.771881.60.35整个电站1.232962.90.356、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上海1.011083.00.79浙江0.691883.50.31整个电站1.692966.50.49三、上网电价实行峰谷分时电价（采用江苏峰谷电价调整系数）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上海1.161080.60.92浙江1.371878.20.62整个电站2.532958.90.738、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上海0.421082.50.33浙江1.171880.30.53整个电站1.582962.70.4651国电动力经济研究中心7．结论1、从桐柏抽水蓄能电站模拟运行来看，若没有合适的电价机制，如上网电价不实行峰谷分时电价或抽水蓄能电站抽水电价较高等，将不利于抽水蓄能电站抽水、发电运行，即不利于抽水蓄能电站参与调峰填谷运行。2、桐柏抽水蓄能电站在合适条件下优化运行，不但可以削峰填谷，改善火电的运行条件，提高电网的经济性，而且可以担当备用、调频调压，提高电网运行的安全性和可靠性，有利于供电质量的提高。3、由于桐柏抽水蓄能电站由电网经营企业控股建设，从建立现代企业制度、是否有利于充分发挥抽水蓄能电站的作用、是否有利于电力市场监管等方面来看，抽水蓄能电站既不宜作为电网公司的车间（部门）直接纳入电网运行费用统一核算，也不宜按照发电企业投资建设的独立电厂参与市场竞争。根据目前的现实条件并借鉴现有的经验，桐柏抽水蓄能电站宜实行两部制电价独立经营或租赁经营，其成本回收宜由政府价格主管部门进行管制，根据其投资成本和运行费用制定上网电价（或租赁费用），并由浙江和上海电网收购（或租赁使用）。4、若抽水蓄能电站采用上网电价经营，为保证电厂投资回收和合理利润，激励机组具有高可靠率，并使电网调度具有较强的灵活性，不受机组发电利用小时的限制，宜考虑采用两部制电价，且容量电价应回收抽水蓄能电站的固定准许收入，固定准许收入包括电站的全部固定成本和合理投资利润，以及依法计取的税收；电量电价只回收抽水成本；若抽水蓄能电站采用租赁经营，租赁费也应回收抽水蓄能电站全部固定成本和取得合理投资回报，并包含依法计取的税金。5、无论是两部制电价还是租赁费机制，均要同时建立激励机制，如抽水蓄能电站在检修、强迫停运等方面超出约定范围时实行惩罚等以激励抽水蓄能电厂提高可用率，充分发挥抽水蓄能电站在维护电网安全、稳定及经济运行的作用。6、合理的抽水电价机制应反映电网的供需特性和抽水电量的成本特性。抽水电价宜实行市场定价，或电网上网电价实行峰谷分时电52国电动力经济研究中心价且谷时电价达到合理水平，在上海和浙江以燃煤机组为主的电网，应达到煤机的燃料成本水平。7、由于抽水蓄能电站不仅符合国家的产业政策，而且符合电力改革的要求，有利于维护电网的安全稳定运行和电力工业可持续、健康发展，因此，建议桐柏抽水蓄能电站容量电价或租赁费按资本金财务内部收益率8.12%方案考虑，即容量电价为634.78元/kW.年或租赁费为59977万元/年。当采用两部制电价经营时，合理的抽水电价上海、浙江分别为203.52元/MWh和212.95元/MWh；相应送上海、浙江的电量电价分别为275.79元/MWh和288.58元/MWh。8、桐柏抽水蓄能电站虽会在一定程度上提高用户电价水平，但与替代方案比较，它是有利的。53',)