之六：抽水蓄能电站租赁费分摊方式研究

1、水电站定价机制研究课题系列报告6水电站定价机制研究课题组2008年9月19日2目 录1概述11.1抽水蓄能电站的经营管理模式11.2课题研究的背景和目的42抽水蓄能电站在电网中的作用分析62.1抽水蓄能电站技术经济特性分析62.2抽水蓄能电站在电网中的作用102.3小结153抽水蓄能电站合理规模分析163.1国内外抽水蓄能电站建设情况163.2抽水蓄能电站建设规模的影响因素分析183.3抽水蓄能电站的合理规模分析193.4小结204抽水蓄能电站租赁制度研究224.1租赁费分摊理论224.2租赁费分摊方案设计234.3抽水电量招标方案设计264.4小结295实例分析325.1标的抽水电价测算32

2、5.2对电网公司的影响335.3对电网中非抽水蓄能机组的影响345.4对用户的影响345.5小结356结论与建议36附录 国内外抽水蓄能电站经营管理模式介绍39I抽水蓄能电站租赁费分摊方式研究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

3、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

4、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

5、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

6、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

7、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

8、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

9、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

10、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20071517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200471号）下发后审批

11、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200471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

12、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

13、电公司以及用户的影响。482 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21所示。表21 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

14、峰能力（%）2003050100不参与调峰100开启特点每日启动××每周启动×空载满载3035秒23%额定容量/分钟68分钟3035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21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： （21

15、）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（22）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）： （22）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（22）可以看出：取决于，和；对特定机组而言，均为一固定值不考虑燃料等价格的随机变动，而以当前值或期望值计算，仅为的线性函数，用图形表征如下：C*T*图21 机组成本曲线示意图（a）最大发电利用小时数（小时）CACAF1CAF2(元/千瓦

16、)图21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

17、来计算其固定成本。 （23）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/千瓦时广东省重油价格4500元/吨，发电标准油耗205克/千瓦时，折算燃料价格为0.92元/千瓦时。，燃气成本约为0.41元/千瓦时广东省燃气价格2.07元/立方米，气耗率取0.2立方米/千瓦时，折算燃料价格为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/千瓦时广东省标煤价格750元/吨，煤耗率取340克/千瓦时，折算燃料价格为0.26元/千瓦时。；抽水蓄能机组单位造价以35

18、00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22所示。表22 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22所示。（小时）图22 机组成本曲线示意图（a）(元/千瓦)燃油机组抽蓄燃煤机组燃气机组注：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。

19、从表23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23 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

20、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 数据来源：广东省电网2006年运行方式。图23为广蓄2003年2006年逐年抽水电量和发电量的情况。 图23 20032006年广蓄抽水量和发电量2.2.1.1 2007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24 广东省电网低谷负荷调峰情

21、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172951841618144199152260924769260932768327205255462516823725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207001955020700224252242523010236002496025370259602587524725调峰盈亏3405113425562510-184-1759-2493-2723-18354147071000从表24可以看出，广

22、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。2.2.1.2 2010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25 广东省电网统调最大峰谷差及最大负荷 单位：兆瓦20012002200320042005最大负荷1728820081253192925533922最大峰谷差87409434126971200313012峰谷差率50.56%46.98%50.15%4

23、1.03%38.36%数据来源：2001年2005年广东省电网运行方式由表25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

24、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26 2006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105410541054105410541054105410541054105410541054调峰容量43321874254354354754754694502390519比值0.410.210.070.240.340.340.720.720.660.480.370.49

25、数据来源：南方电网2006年运行方式从表26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27 2006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208452144522180227802291522915235152486525215261152671526715调峰容量608862757182756875057042750

26、381868310798582528252比值0.290.290.320.330.330.310.320.330.330.310.310.31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% 陈允鹏（南网计划发展部主任），发展抽水

27、蓄能电站电网调峰和经济运行的选择进行测算。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28 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2010735405739069204780420022380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29所示：表29 2010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

28、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*20101-5196335729062008663301100389762-2958559533998952*注：系统旋转备用率按8%考虑 广东省电网调峰电源规划研究，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29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

29、全部可调出力的28.4% 南方电网2007年运行方式，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% 南方电网十一五规划。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

30、、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、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210 广蓄20032006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（

31、小时）20037193.911329396.1020041617.6431341020.54200562.3834251042.62200620.5835961308.36总计95114.51114843767.62数据来源：南方电网调峰调频公司从表210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

32、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。（2） 虽然燃油机组、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，因此抽水蓄能电站是电网事故备用电源的最好选择。（3） 在不同的电网中抽水蓄能电站所发挥的主要作用不同。在调峰容量供不应求的电网中，抽水蓄能电站主要发挥的是调

33、峰填谷的作用，在调峰容量很充足的电网中抽水蓄能电站主要发挥的是事故备用作用和稳定电压作用。3 抽水蓄能电站合理规模分析3.1 国内外抽水蓄能电站建设情况3.1.1 国外抽水蓄能电站建设情况抽水蓄能电站的建设与运行已有一百多年的历史，上世纪六十年代后得到迅速发展。据统计，1960年全世界抽水蓄能电站总装机容量3500兆瓦，1970年为16000兆瓦，1980年为46000兆瓦，1990年为83000兆瓦，2000年达到113280兆瓦，40年间增加了32倍，平均年增长9.1%，比常规水电的发展速度快得多。从目前看，抽水蓄能电站的发展速度比上世纪六、七十年代相对有所降低，但在建与拟建抽水蓄能电站的

34、装机容量仍然相当可观，继续保持了快速发展的势头。目前国外大部分国家都发展了一定规模的抽水蓄能机组，部分国家抽水蓄能电站占全国装机的比重已超过10%，按1999年统计数据，奥地利达到22.3%，意大利达11.5%，西班牙达10.9%，日本达10.8%，瑞士达10.3%。表31 1999年部分国家的抽水蓄能电站装机比例国家比例国家比例挪 威2.5%爱尔兰6.8%美 国3.0%比利时8.8%韩 国3.4%捷 克8.9%澳大利亚3.7%瑞 士10.3%英 国4.0%日 本10.8%法 国4.1%西班牙10.9%波 兰4.8%意大利11.5%葡萄牙5.7%奥地利22.3%德 国5.8%卢森堡96.5%希

35、 腊5.9%从表31可以看出，大部分国家抽水蓄能电站装机容量占全国装机的比重为312。图31 部分国家抽水蓄能电站装机比例挪威美国韩国澳大利亚英国法国波兰葡萄牙德国希腊爱尔兰比利时捷克瑞士日本西班牙意大利奥地利卢森堡3以下344556610101212以上美国是世界上抽水蓄能容量最多的国家。抽水蓄能电站始建于60年代初，70年代后由于核电、热电等基荷电源的大量投入，抽水蓄能电站得以迅速发展；日本早期兴建的多为低水头混合式抽水蓄能电站，70年代以后，随着高效率、大容量火电机组和核电的建设，开始兴建高水头、大容量的纯抽水蓄能电站；意大利抽水蓄能电站的建设起步较早，始建于20世纪初。早期由于系统中的

36、水电比重较大，具有足够的调峰能力，建设抽水蓄能电站的目的是利用径流式电站的多余电能抽水进行季节性调节。进入60年代后，随着电网中水电的比重下降，以调峰为主要目的的大型抽水蓄能电站得到迅速发展。从以上国家抽水蓄能电站发展过程可以看出，抽水蓄能电站发展有以下几方面的原因：（1） 不宜调峰或调峰性能不好的核电机组、可再生能源机组以及热电联产机组的大量发展，需要抽水蓄能电站与其联合运行。（2） 水电资源的充分开发利用，造成可开发的水电资源日益减少，电网中的常规水电比重逐渐降低，系统的调峰能力也随之降低，需要抽水蓄能电站提高系统的调峰性能。3.1.2 国内各区域电网抽水蓄能电站建设情况截至2005年底，

37、全国已建抽水蓄能电站5870兆瓦，占全国总装机容量的1.15%。“十一五”期间规划新增11750兆瓦，2010年2020年间规划新增12900兆瓦，规划2020年抽水蓄能电站装机容量占全国总装机容量2.6%。相比于世界其他国家，我国抽水蓄能电站所占比例较低。 表32 各区域电网抽水蓄能电站建设情况 单位：兆瓦项 目电网2005年底已建2010年“十一五”新增2020年20102020年新增东北15090075023001400华北10704270320090704800华东20605460340092603800华中1903390320050901700南方240036001200480012

38、00合计587017620117503052012900占总装机比例1.15%2.2%2.6%3.2 抽水蓄能电站建设规模的影响因素分析抽水蓄能机组与其他类型机组相比各有其优缺点，为保证电力系统安全经济运行，应根据各类电源的运行特性，找到合理的比例，使各类电源运行在负荷曲线上最合适的工作位置。影响抽水蓄能电站在电力系统中的合理比例的因素很多，如所在地区的能源蕴藏和开发情况、电网的电源结构、负荷特性、抽水蓄能电站的自身开发条件、各类电站的投资和运行费用等。下面对电源结构和负荷特性这两个关键因素进行定性分析。3.2.1 电源结构（1） 火电为主的电网在以火电为主的电网中，由于严重缺乏水电，仅仅依靠

39、极少量的水电来调峰是不可能的。而单纯依靠火电调峰可能既不经济也不能满足系统调峰的需要，特别是需要抽水蓄能电站提供黑启动功能。这时就必须在系统中配置一定量的抽水蓄能电站，使之与火电站配合运行，不仅可以满足系统调峰需要，提高系统运行安全可靠性，还可以减少火电机组的运行费用、降低系统的燃料消耗。在以火电为主的电网中，火电机组的平均调峰能力是确定抽水蓄能电站容量合理比例的决定性因素之一。火电机组的平均最小技术出力越低，其系统调峰能力越好，机组的运行灵活性越高，不需或只需设置较小比例的抽水蓄能电站；反之，当火电机组的平均最小技术出力较高，就需配置较大比例的抽水蓄能电站。（2） 含核电站的电网由于核电站特

40、殊的运行特性，当在一个电网中核电站装机容量所占比例较大时，如果没有足够的可调节的水电装机容量，就必须配置一定比例的抽水蓄能电站以保证核电站运行的经济性。例如广州抽水蓄能电站就是广东大亚湾核电站的配套工程。（3） 水火电混合电网当系统中的水电比例较大、且水电调节性能较差时，需要在系统中配置较大比例的抽水蓄能电站；反之，则可配置较小比例或者不再配置抽水蓄能电站。3.2.2 负荷特性系统的负荷特性决定于用电结构。由于人民生活水平提高，工农业用电比例下降和第三产业用电比例上升等用电结构的变化，使得电网的负荷峰谷差越来越大，日平均负荷率和最小负荷率不断减小，形成尖峰负荷极为陡峻、低谷较宽的现象。而火电机

41、组增加出力速度缓慢，在日尖峰负荷出现时间短且陡涨陡落时难以满足快速跟踪负荷的要求。电力系统的日负荷率和峰谷差是决定抽水蓄能电站合理比例的一个重要因素。一般地，日最小负荷率值越小、系统负荷峰谷差越大，需要的抽水蓄能电站的比例就越大；反之，电力系统负荷平稳，则只需要较小的调峰容量。在典型日负荷图上表现为：当系统负荷的尖峰部分越陡峻，需配置较大比例的抽水蓄能电站；反之，系统负荷的尖峰部分较平坦，则配置较小的比例。3.3 抽水蓄能电站的合理规模分析抽水蓄能电站合理规模在理论上属于电源优化规划问题，通过优化计算可以得到不同电网的抽水蓄能电站的合理规模。优化模型如下：优化目标：系统的总费用（包括投资费用、

42、运行费用、燃料费用）现值最小。主要约束条件包括：（1）系统电力平衡约束；（2）系统电量平衡约束；（3）系统可靠性约束；（4）各类电站运行约束：如水电站和抽水蓄能电站的库容、出力约束；火电机组的最小出力等等。2005年，河海大学对2010年抽水蓄能电站在华东电网的合理规模进行了探讨，研究结果认为：在华东电网水电调峰能力较差（水电比例较小且多为小水电，西电东送水电尽量不调峰）、天然气资源有限的情况，将主要利用火电机组和抽水蓄能电站进行调峰，抽水蓄能电站的最优比例为5.6% 数据来源：舒静等，2010抽水蓄能电站在华东电网的合理规模，水电能源科学，2005年，第23卷第5期。2003年，北京勘测设计

43、研究院对京津唐电网优化规划的结果表明：在以火电为主的京津唐电网，根据2010、2015年和2020年的电源规划，抽水蓄能电站装机容量占电网总装机容量的最优比重分别为14.1、13.4和14.0 钟进，京津唐电网进一步开发抽水蓄能电站的时序分析及意见，水利技术监督，2003年，第1期 。2001年，广东省电力设计院对广东省电网优化规划的结果表明：在以火电为主，且存在核电机组的广东省电网，2010年、2015年抽水蓄能电站装机容量占电网总装机容量的最优比例分别为7和9 陈志刚，惠州抽水蓄能电站建设的必要性分析，电网技术，2001年，第25卷第7期。3.4 小结影响抽水蓄能电站合理规模的因素很多，如

44、所在地区的能源蕴藏和开发情况、电网的电源结构、负荷特性、抽水蓄能电站的自身开发条件、各类电站的投资和运行费用等。不同的电网所需抽水蓄能电站的规模各不相同，应根据电网的特点因地制宜的发展抽水蓄能电站。以火电为主的电网中若火电机组的平均最小技术出力越低，系统调峰能力越好，机组的运行灵活性越高，不需或只需设置较小比例的抽水蓄能电站；反之，当火电机组的平均最小技术出力较高，就需配置较大比例的抽水蓄能电站。含核电站的电网，由于核电站特殊的运行特性，当电网中核电站装机容量所占比例较大时，如果没有足够的可调节的水电装机容量，在它所在的系统内必须配置一定比例的抽水蓄能电站来充分利用核电的低谷发电量，保证核电站

45、能够以最佳状态安全运行。水、火电混合电网中若系统中的水电比例较大、且水电调节性能较差时，需要在系统中配置较大比例的抽水蓄能电站；反之，则可配置较小比例或者不再配置抽水蓄能电站。电力系统的日负荷率和峰谷差是决定抽水蓄能电站合理比例的另一个重要因素。一般地，日最小负荷率值越小、系统负荷峰谷差越大，需要的抽水蓄能电站的比例就越大；反之，需要的抽水蓄能电站的比例较小。4 抽水蓄能电站租赁制度研究根据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20071517号）文件，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200471号）下发后审批的抽水蓄能电站，由电网经营

46、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200471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。因此，对于发改能源200471号下发后审批的抽水蓄能电站，发电成本纳入当地电网运行费用中统一核定后，电网公司将从输配电价中补偿抽水蓄能电站的投资和运行成本并获得合理收益；在发改能源200471号文件下发前审批但未定价的抽水蓄能电站将由电网公司租赁经营，由于电网公司租赁抽水蓄能电站将产生外部经济，若租赁费全部由电网公司承担将不能满足“帕累托效率”条件，使得市场资源配置的效率受到损失

47、。为了实现帕累托最优，根据“卡尔多希克斯改进”准则，应该由电网公司、发电公司和用户共同承担抽水蓄能电站的租赁费。4.1 租赁费分摊理论外部性是由英国福利经济学家庇古首先提出，并由美国新制度经济学家科斯加以丰富和完善的一个重要经济学概念。它是指某一经济主体的活动对于其他经济主体产生的一种未能由市场交易或价格体系反映出来的影响，从而导致资源配置不能达到最大效益，即不能达到帕累托最优。经济学中将外部性分为“外部经济”与“外部不经济”。外部经济是指一种经济活动给其外部造成积极影响，引起他人效用增加或成本减少。例如城市中的教育、消防等公共物品均能产生积极的外部效应，它们在消费上具有非排他性与非竞争性，使

48、人们可以通过搭便车来共同分享其利益。外部不经济是经济人的行为对外界具有一定的侵害性或损伤，引起他人效用降低或成本增加。例如工业排放的废气废水污染环境、在公共场所吸烟等。当经济主体的经济活动产生外部性，其经济活动的结果将不可能满足“帕累托效率”条件，外部性的存在使市场资源配置的效率受到损失。下面我们将以“外部经济”为例进行说明：假定某个经济主体采取某项行动的私人利益为Vp，该行动所产生的社会利益为Vs。由于存在外部经济，故私人利益小于社会利益，Vp<Vs。如果该经济主体采取该行动所承担的私人成本Cp大于私人利益而小于社会利益，即Vp<Cp<Vs时，尽管从社会的角度看该行动是有利

49、的，该经济主体也不会采取这项行动。在这种情况下，帕累托最优状态没有得到实现，还存在有帕累托改进的余地。若该经济主体采取这项行动，则他所受损失部分为（Cp-Vp），社会上其他人由此而得到的好处为（Vs-Vp）。由于（Vs-Vp）>（Cp-Vp），故可以从社会上其他人所得到的好处中拿出一部分来补偿行动者的损失，于是经济学家们又提出了“补偿准则”，即如果一个人的境况由于变革而变好，因而他能够补偿另一个人的损失而且还有剩余，那么整体的效益就改进了，这就是经济学的另外一个著名的准则“卡尔多希克斯改进”（KaldorHicksim Provement）。具体到抽水蓄能电站的租赁上，由电网公司租赁抽水

50、蓄能电站，并按照系统的需要调度抽水蓄能电站，使电网中的部分电源节省了燃煤、维修等费用，并使受益电源因多发电量而获得可观的效益。同时，抽水蓄能电站在电网中的削峰填谷、调频、调相、备用等辅助服务功能，给电网公司、发电公司和用户都带来了显著的经济效益。为实现帕累托最优，根据“卡尔多希克斯改进”准则，应该由电网公司、发电公司和用户共同分摊抽水蓄能电站的租赁费，或由发电公司和用户在其受益范围内对电网公司所支出的租赁费进行一定程度的补偿。4.2 租赁费分摊方案设计4.2.1 发电公司和用户受益的定性分析抽水蓄能电站的效益主要包括静态效益和动态效益，如事故备用效益、负荷备用效益、调频效益、调相效益等。（1）

51、 静态效益：静态效益包括调峰效益和填谷效益。在厂网分开的情况下，调峰效益表现为抽水蓄能电站在高峰时段发电，电网公司由此而避免的购电费用支出与低谷时段所支付的抽水电费的差值；填谷效益表现为由于抽水蓄能电站的抽水运行使原来压负荷运行的腰荷火电增加了负载率，以均匀出力在最优工况下运行，提高火电设备利用率和运行效率，降低了煤耗和厂用电率，延长了机组使用寿命，减少了运行维护费用。（2） 动态效益：抽水蓄能电站能承担系统的事故备用、负荷备用、调频、调相等任务。由于机组启停迅速、爬坡速度快，既可保证用户的用电质量，也是系统高度灵活的管理工具和最好的保安电源。同时，辅助服务补偿不到位的情况下，由抽水蓄能电站提

52、供辅助服务，可减少系统中其他机组因提供辅助服务对其有功出力和运行成本的影响。由以上分析可以看出：抽水蓄能电站的运行不仅降低了发电公司的燃料成本和维修费用，还提高了发电公司的发电量从而获得了额外的发电收入；同时，抽水蓄能电站的运行提高了系统的可靠性，减少了用户的停电损失。4.2.2 发电公司和用户受益的定量计算方法发电公司和用户受益程度的定量计算包括两大部分：一是通过电源优化规划，得到在同等满足电力系统电力电量平衡条件下有/无抽水蓄能电站的电源规划方案；二是通过随机生产模拟，综合考虑系统的负荷特性（如负荷变化速率等）、系统中各类型机组的技术性能（如爬坡速率、最小技术出力等）、检修计划的安排、水电

53、站来水情况等因素，分别计算有/无抽水蓄能电站方案在同等满足系统电力电量平衡条件下，系统中各机组的发电出力曲线和各项可靠性指标。根据机组的发电出力曲线、上网电价和燃料成本可以计算得到各机组发电收入的差值以及机组燃料成本的差值。根据系统的可靠性指标（如电量不足期望值EENS）计算用户的停电损失。计算流程如图41所示：电源优化规划有抽水蓄能电站方案无抽水蓄能电站方案模拟发电系统运行和检修状态效益指标：（1） 发电公司运行费用差值（2） 发电公司发电收入差值（3） 用户效益（考虑停电损失）差值图41 定量计算思路目前，电源规划和随机生产模拟都有成熟的商业软件，例如国家电力公司动力经济研究所开发的电源规划软件（GESP）、美国哈扎国际工程公司和广东省水利电力勘测设计研究院等单位联合开发的CGSM软件，该软件可以针对给定的电源规划方案，通过随机生产模拟和优化计算，得到满足系统电力电量平衡要求的发电机出力和系统可靠性指标。4.2.3 租赁费分摊方案建议虽然根据上节所介绍的方法，配合相应的软件，从理论上可以定量的计算出发电公司和用户的受