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1、（九）发电企业投资效益分析主要内容1 1 抽水蓄能电站投资效益分析抽水蓄能电站投资效益分析2 2 核电站投资效益分析核电站投资效益分析1 1 抽水蓄能电站投资效益分析抽水蓄能电站投资效益分析 抽水蓄能电站效益不体现在其本身的发电量上，而主抽水蓄能电站效益不体现在其本身的发电量上，而主要反映在电网和火电站其他电站的运行效益之中，需要从要反映在电网和火电站其他电站的运行效益之中，需要从全网的角度来分析、评价、核算抽水蓄能的经济效益。全网的角度来分析、评价、核算抽水蓄能的经济效益。1.1 抽水蓄能电站的静态效益抽水蓄能电站的静态效益1.2 抽水蓄能电站的动态效益抽水蓄能电站的动态效益1.3 抽水蓄能
2、电站的综合效率抽水蓄能电站的综合效率1.4 抽水蓄能电站经济效益抽水蓄能电站经济效益1.5 抽水蓄能电站投资比较抽水蓄能电站投资比较1.1 抽水蓄能电站的静态效益抽水蓄能电站的静态效益 抽水蓄能电站在电网中由削峰填谷作用而产生的经济效益，称为静态效益。包括以下几类：1.1.1 容量效益1.1.2 投资效益1.1.3 能量转换效益1.1.4 节煤效益1.1.1 容量效益抽水蓄能电站在电网负荷高峰时段，可以作为水电站发电，担负电网尖峰容量。在用电低谷时段，则可作为电网用户，吸收低谷电量抽水蓄能，减少负荷峰谷差。抽水蓄能电站可减少火电机组的日出力变幅，使其在高效区运行，增加发电量，并使核电和大型火电
3、机组稳定、经济运行。1.1.1 容量效益实例（实例（1） 以300MW机组为例，300MW等级火电机组调峰运行，煤耗增加较大。若铭牌出力为300MW的燃煤火电站参与调峰，以200MW的负荷运行，煤耗将增加1520g/kWh。若按低谷运行7h/d，一个月增加费用约193.2万元。而用抽水蓄能电厂进行不增加任何额外费用。实例（实例（2） 300MW等级火电机组，若启停调峰运行，每启动一次，启动费用约为100万元左右，且启动时间长（热态启动耗时12h、温态启动约4h、冷态启动810h），每次启动机组寿命损耗约0.01%。而如果用抽水蓄能电厂的“黑启动”提供电网启动电源，最多需要3min。1.1.2
4、投资效益 抽水蓄能电站一般无防洪、灌溉、航运等综合利用要求，建设成本低，建设周期比常规水电站要短，运行费用比火电站要低。在电网中缺少调峰电源时，建设抽水蓄能电站可减少火电或其他类型电源的装机容量，改变能源结构，减少总的电力建设投资。1.1.2 投资效益实例实例 1997年我国台湾地区电力系统总装机容量25735MW，其中抽水蓄能电站的比例占10%，为2602MW。单位电量发电变动成本（以新台币计）为：燃煤机组0.55元/kWh，燃油机组1.1元/kWh，联合循环机组1.5元/kWh，天然气单循环机组1元/kWh，汽轮机3.55元/kWh。高峰电价为低谷电价的9倍多。抽水蓄能机组利用低谷时较便宜
5、的剩余电量抽水蓄能，并转化成高峰电量，替代成本较高的燃气机组和汽轮机组发电，从而降低了系统发电综合成本。1.1.3 能量转换效益抽水蓄能电站通过能量转换，将成本低的低谷电能转换为价值高的峰荷电能。1.1.4 节煤效益抽水蓄能机组的投入，使电网负荷分配得到调整，火电尽量担负基荷和腰荷，从而使火电总平均煤耗下降。1.2 抽水蓄能电站的动态效益抽水蓄能电站的动态效益抽水蓄能电站具有调峰、调频和调相等作用，还可承担紧急事故备用，保证电网安全、稳定运行。这些动态效益高于其静态效益，主要包括：1.2.1 调峰效益1.2.2 调频效益1.2.3 负荷跟随效益1.2.4 旋转备用（事故备用）效益1.2.5 调
6、相效益1.2.1 调峰效益抽水蓄能机组结构简单，控制方便，可以随需要增加功率或减少功率，因而可以有效地减轻火电机组（包括燃气轮机机组）的调峰负担。实例实例 天荒坪抽水蓄能电站在电网低谷时利用低谷电价0.21元/kWh抽水，全年抽水耗电量42.86亿kWh，高峰时段以0.7元/kWh的电价为华东电网顶峰发电，年售电31.6万kWh，一进一出，全年增值13.12亿元。1.2.2 调频效益抽水蓄能机组调节灵活，出力变化可以从0到100%，可以快速启动，随时增荷或减荷，起到调整频率的作用，有助于保持频率并提高电网的稳定性。1.2.3 负荷跟随效益电网负荷总是在不断变化，当负荷急剧变化时，抽水蓄能机组与
7、火电或其他类型机组相比，其负荷跟随很快，爬坡能力较强。1.2.4 旋转备用（事故备用）效益抽水蓄能电站能够快速启动机组，迅速转换工况，宜于担任短时间的事故备用。在发电工况下可利用抽水蓄能电站运行中的空闲容量，短时间内加大出力。在停机状态下，亦可紧急启动，从而达到短时应急事故备用的目的。在水泵工况下，可停止抽水，快速切至发电工况。1.2.4 旋转备用（事故备用）效益实例实例 英国和法国间通过两条额定容量为100MW的直流输电线路连接，联网后虽可互为备用，但也使最大甩负荷风险由660MW增加到1000MW,备用容量也要相应增加。蒂诺威客抽水蓄能电站（1800MW）设计时考虑能在10s内发出1320
8、MW出力，以适应紧急事故备用的需要。广州抽水蓄能电站投产后，在电网中发挥了紧急事故备用作用。1994年5月1996年年底期间，在核电机组跳机、火电机组甩负荷和西电解列等66次事故中，由于广州抽水蓄能电站迅速投入，防止了事故的扩大，帮助电网及时恢复正常供电。十三陵抽水蓄能电站投产以来，对京津唐电网的安全、稳定运行起到了关键作用。尤其是1999年3月，因连续十多天的大雾阴雨天气使供电线路不断出现电网污闪、线路闪络掉闸等事故，在此期间十三陵蓄能电厂均能作出快速反应，6天内共开机48次，紧急启动成功率100%，避免了事故造成的损失。1.2.5 调相效益抽水蓄能机组不但在空闲时可供调相用，在发电和抽水时
9、也可调相，既可以发出无功功率提高电力系统电压，也可以吸收无功功率、降低电力系统电压，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，这种情况是其他发电机组不能做到的，只有抽水蓄能机组才能做到。另外，抽水蓄能机组在调相运行完成后可以快速地转为发电或抽水。1.3 抽水蓄能电站的综合效率抽水蓄能电站的综合效率抽水蓄能电站在一个循环运行过程中，发电工况下输水系统、水轮机、发电机和主变压器工作效率的乘积与抽水工况下主变压器、电动机、水泵和输水系统工作效率乘积的比值，称为抽水电站的综合效率。这是衡量其技术经济特性的重要指标。对于已运行的抽水蓄能电站，常用所发电量与抽水耗电量之比来
10、表示其综合效率。抽水电站的综合效率一般为67%75%，大型抽水电站大多在70%以上，条件优越的抽水蓄能电站可达78%。1.4 抽水蓄能电站经济效益实例分析抽水蓄能电站经济效益实例分析1.4.1 潘家口混合式抽水蓄能电站1.4.2 广州抽水蓄能电站1.4.3 十三陵抽水蓄能电站1.4.4 天荒坪抽水蓄能电站1.4.1 潘家口混合式抽水蓄能电站1.4.1 潘家口混合式抽水蓄能电站华北电网以火电为主，电网调峰十分困难，不得不采取开停高温高压机组调峰或采用拉闸限电等手段，使电网的安全、经济运行受到很大影响。为了解决这一问题，在潘家口水电站安装了3台90MW的抽水蓄能机组，于1989年底安装完毕投入运行
11、。投产以来，可使电网减少270MW的火电装机容量，另有1530MW的火电机组由腰荷转入基荷运行，并为电网节约燃料费。此外还可减少火电调峰机组的开停机次数，延长设备的寿命，提高电网的频率合格率，保证电网、机组及用电设备的安全，提高工业产品的质量。另外，蓄能机组还有开、停机方便，不与别的部门争用燃料，不对环境造成污染等优点。1.4.2 广州抽水蓄能电站1.4.2 广州抽水蓄能电站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，一期装机容量120万kW。从1993年6月第一台机组投入运行以来，为广东电网和香港中华电力公司电网调峰、填谷、调频、调相，与核电配合运行，并承担紧急事故备用，发挥了应
12、有的作用。广州抽水蓄能电站的投入使核电站多发基荷电，实现不调峰稳定运行。因广州抽水蓄能电站和大亚湾核电站都是向广东和香港电网供电，由于广州抽水蓄能电站的调节作用，大亚湾核电站从未用作调峰，实现稳定运行，不但满载，而且可以超载运行。1.4.2 广州抽水蓄能电站广州抽水蓄能电站的可逆式机组能快速启动，在各种运行工况之间迅速转换，及时起到事故备用容量的作用，对防止电网事故扩大、恢复正常供电起着显著作用。广州抽水蓄能电站的可逆式机组无论在发电工况还是在抽水工况下运行都能进行调相，既可发出无功功率提高电力系统电压，又可吸收无功功率降低电力系统电压。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
13、深，持续时间很长，这种作用，核电、火电做不到，常规水电也难以做到。1.4.2 广州抽水蓄能电站由于抽水蓄能机组既可作为电源又可作为负荷，运行十分灵活，调度方便简易，核电机组和火电机组调试期间的甩负荷试验、满负荷振动试验，均需蓄能机组配合。广州抽水蓄能电站运行初期以电量作为经营的唯一指标，出现了亏损局面。1995年下半年改为按容量租赁给电网，租赁制实施后，电力系统可完全按照自己的意图调度广州抽水蓄能电站各台机组，核电稳发满发得到进一步保障。广州抽水蓄能电站联营公司也具备了财务生存和还贷能力，在扣除成本、税金和还贷款后，还有利润，并以此滚动扩建了广州抽水蓄能电站二期。一、二期电站共装机2400MW
14、，成为世界上最大的抽水蓄能电站。1.4.3 十三陵抽水蓄能电站1.4.3 十三陵抽水蓄能电站十三陵抽水蓄能电站自第一台机组投产以来，已将近6年。其运行方式是作为京津唐电网的第一调频电厂，在保证电网频率稳定的前提下，为电网提供调峰填谷和紧急事故备用容量。十三陵抽水蓄能电站的投产运行，缓解了电网的调峰紧张状况，改善了燃煤火电机组的运行条件，为电网节约了固定运行费和燃料费用。据初步估算，每年可为电网节约运行费4000万元。另外由于抽水蓄能电站的投入，每年可节省大量的燃料费。当电网发生故障和负荷快速增长时，抽水蓄能机组可紧急启动、快速响应，因而十三陵抽水蓄能电站给电网带来的经济效益是比较可观的，除电量
15、转换效益外，还给电网带来了调频、调峰填谷、旋转备用等效益。1.4.3 十三陵抽水蓄能电站十三陵抽水蓄能电站的经营方式采用了电网统一核算方式，即由电网统一支付其成本、利润、税金，并负责还本付息，电站仅负责按电网的调度要求运行。在实施中，首先由电网财务部门采用现行财务评价方法，按来电加工方式核算电站的还贷上网电价，经用电地区物价部门批准并平摊加价到用户。初步核算，平摊加价到北京地区用户的电价约0.03元/kWh。这一情况对电站的运行相当有利，对用户压力也不大。1.4.4 天荒坪抽水蓄能电站1.4.4 天荒坪抽水蓄能电站天荒坪抽水蓄能电站自首台机组投产以来，已有3年多时间。它作为华东电网的主要调峰电
16、源，由上海市和江苏、浙江、安徽三省分配容量运用，并保证秦山一期核电站安全、稳定运行。由于华东电网存在高峰电力短缺的状况，天荒坪用于减少高峰限电所产生的静态效益十分显著。另外，还可承担负荷调整和满足日负荷曲线陡坡部分的变化要求，快速启动，增减负荷，弥补火电机组的不足，节约燃油消耗，减少运行费用。由于其工况转换迅速，承担系统旋转备用，可减少全网火电机组压力，为缓解事故起到重要作用。除此以外，天荒坪抽水蓄能电站还可为系统提供很好地调频、调压手段，具备特有的黑启动能力，可以在电网瓦解全部停电的情况下，帮助系统恢复电力供应。1.4.4 天荒坪抽水蓄能电站天荒坪抽水蓄能电站实行两部制电价，经国家批准，容量
17、电价为每年470元/kW，电量电价为每年0.264元/kWh。在这种情况下，天荒坪电站能维持还本付息并略有盈余，但电网由于建设天荒坪抽水蓄能电站，需相应提高销售电价。1.5 抽水蓄能电站投资比较1.5.1 投资估算1.5.2 各部分在总投资中的比重1.5.1 投资估算（1）建设成本我国在负荷中心地区有众多的可建抽水蓄能电站的电源点。在沿海地区，这些项目的单位造价一般在3000元/kW左右，大多不超过3500/kW，而在这些地区常规火电的单位造价要超过4500元/kW。若考虑环保要求，将超过6000元/kW。抽水蓄能电站具有建设成本低的优势。（2）建设工期 据有关统计，百万千瓦级抽水蓄能电站的建
18、设工期一般在57年间，发电工期一般需4年左右。比同等规模水电站的建设工期短。（3）资本金 在华东地区，一个百万级的抽水蓄能电站总投资在50亿元左右，按20%的资本金要求，资本金需求量为10亿元，按4年投入，每年需要建设项目资本金2亿3亿元。如果联合开发，合作各方需要投入的所需资本金还要少。1.5.2 各部分在总投资中的比重建筑工程的投资约占总投资的20%左右(其中上水库工程和输水工程约占50%左右)；机电设备及安装工程（含金属结构设备及安装工程）的投资约占总投资的50%左右；临时工程的投资占总投资的比例不到10%；水库淹没处理补偿投资占总投资的比例不足1%；其他投资约占总投资的10%20%。2
19、 2 核电站投资效益分析核电站投资效益分析2.1 我国现有核电站造价构成及水平分析2.2 国产化百万千瓦级核电站造价水平预测2.3 国产化百万千瓦级核电电价预测2.4 提高核电经济竞争力的措施2.1 我国现有核电站造价构成及水平分析2.1.1 核电工程造价组成2.1.2 核电机组投资总额及造价2.1.1 核电工程造价组成核电站的造价分为基础价（静态投资）、固定价（静态+价差）和建成价（动态投资）建成价是固定价与建设利息之和。核电站的建成价一直是投资者极为关心和重视的问题，融资成本高、工期拖长，必然造成核电站建成价的增加。建成价的高低直接影响发电成本的大小、电价水平的高低及电厂的经济效益。核电工
20、程造价组成（基础价）见下图：（下图为国产化率70%时的各项比例）补充定义静态投资：一般把建筑安装工程费，设备、工器具费用，其他费用和预备费之和，作为静态投资。也即指编制预期造价（估算、概算、预算造价总称）时以某一基准年、月的建设要素的单价为依据所计算出的造价瞬时值，包括了因工程量误差而可能引起的造价增加，不包括嗣后年月因价格上涨等风险因素增加的投资，以及因时间迁移而发生的投资利息支出。动态投资：是指完成一个建设项目所预计所需投资的总和，包括静态投资，价格上涨等风险因素而需要增加的投资以及预计所需的利息支出。2.1.1 核电工程造价组成2.1.2 核电机组投资总额及造价我国现有核电机组造价及上网
21、电价我国现有核电机组造价及上网电价2.1.2 核电机组投资总额及造价从我国现有核电机组的投资总额及造价来看，单位千瓦核电建成价为火电的34倍，而设备购置费占造价的50%。可见，为了增强核电在不同电源中的竞争力，必须设法降低核电工程造价。现阶段降低造价的关键在于提高设备的国产化率。我国现有核电机组造价及上网电价我国现有核电机组造价及上网电价2.2 国产化百万千瓦级核电站造价水平预测（1）预测国产百万千瓦核电站造价基础价分项费用见下表：定义补充lBOP即Balance Of Plant，是指核电站，除了反应堆芯（中国人称为核岛），水循环辅助动力系统，一回路系统，二回路系统，换热器，蒸发器，操纵组件
22、以及其他环绕系统（中国人称为常规岛）这两个之外的部分，即BOP。l BOP按照术语的解释为，辅助系统就是除了上面部分，包括气轮机，发电机，控制室，三回路冷却系统，外部蒸发器，以及其他的辅助系统的总称。2.2 国产化百万千瓦级核电站造价水平预测（1）预测国产百万千瓦核电站造价预测结果：基础价加上“价差预备费”，再加上“建设期贷款利息”后，建成价为266840万美元，单位千瓦建成价为1334美元。2.2 国产化百万千瓦级核电站造价水平预测（2）核电与几种不同电能的发电工程造价对比几种发电工程单位千瓦造价几种发电工程单位千瓦造价 单位单位（元（元/美元）美元）补充：FGD 烟气脱硫技术SNCR /
23、SCR烟气脱硝的技术选择性催化还原法（SCR）非选择性催化还原法（SNCR）参照国产百万千瓦级核电站，建成价（动态投资）为2214773万元，合26.6840亿美元；单位建成投资11074元/kW，合1334美元/kW来考虑，并依据上述核电电价计算边界条件，在10%的资本金内部收益率条件下，反测算的国产百万千瓦等级核电站的不含税电价为0.3098元/kWh，含税电价为0.3617元/kWh2.3 国产化百万千瓦级核电电价预测核电工程发电成本组成核电工程发电成本组成2.4 提高核电经济竞争力的措施2.4.1 降低工程造价措施2.4.2 降低上网电价措施2.4.1 降低工程造价措施（1）自主化、本
24、地化。包括设计自主化、制造本地化、核电站建造自主化和运营自主化等，如果将70%国产化率提高到80%，则测算出的建成价可由1334美元/kW降为1308美元/kW。（2）发挥规模效应。随着单机容量加大，工程造价（包括总造价和单位造价）呈现出按某一指数规律下降的趋势，这就是通常所说的规模效应。 核电站建21000MW可比只建11000MW的工程单位造价约可降低15%。（3）缩短建设工期。建设期越长，支付利息越多，需加强对设计、制造、施工等多方位的科学管理，优化进度安排。（4）推行标准化、系列化。通过核电站设计与设备的标准化、系列化，可优化工程设计、节省设备研制开发费、降低制造成本、简化安全审批手续
25、、缩短建造工期。2.4.1 降低工程造价措施（5）优化资金投入和融资方法。工程建设期间资金流的优化对建贷利息的影响也较大，可达几亿人民币，节省的费用有望占到融资总额的10%。（6）国际公开招标。由于引入了竞争机制，可大幅度降低工程造价。（7）国家政策扶持。核电工程造价高、投资回收期长、投产初期发电成本高，在竞争性电力市场中处于不利地位。对于核电这类大容量清洁能源，政府应在发展初期提供必要的资金支持、税收减免和风险分摊，以促进核电长远和总体优势的发挥。2.4.2 降低上网电价措施（1）控制造价。工程投资（建成价）对电价的影响很大，在电价中约占17%，因此，努力降低工程造价是降低电价的重要措施。建成价每降低10%，上网电价可下降8%左右（2）提高运行业绩。延长换料循环（由12个月延长至1824个月），缩短换料时间；加强设备状态诊断，延长大修期限，缩短大修工期；延长电厂运行寿命（由40年延至60年）等措施，均有利于提高机组利用率。（3）提高利用小时数。当代世界核电站的平均负荷因子已达85%，有1/4的核电站达到90%。近10年来，世界核电的生产成本降低了40%，竞争力快速提高。同时，在电网调度中配套调峰手段，尽量使核电站带基本负荷，提高负荷因子。谢谢 谢谢 各各 位位 ！
