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日志

 
 

抽水蓄能电站的运营管理和投资回报  

2008-01-03 09:57:14|  分类: 默认分类 |  标签: |举报 |字号 订阅

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从目前已运行的抽水蓄能电站来看,主要有以下四种经营模式:

    (一) 电网统一经营方式,如十三陵抽水蓄能电站。

    十三陵抽水蓄能电站投入运行后,一直作为华北电网公司直属电厂管理,采用电网统一经营方式。在财务上,主要对材料费、检修维护费、管理费等几个关键指标进行考核,以前还包括发电量,但由于受电站在电网中作用发挥的影响,发电量变化较大,近来电量已很少,年利用小时约500小时左右,已不作为考核指标;在运行上,电站在京津唐电网主要承担日常调峰、调频、紧急事故备用等任务,由华北电网公司直接调度;在技术上,主要对机组可用率、等效可用系数、电压稳定等指标进行考核。十三陵抽水蓄能电站电网统一经营方式的主要优点是:

    (1)可以简化管理关系,减少电厂和电网的矛盾。在当前发电侧没有实行峰谷电价(或峰谷电价还不到位)的情况下,发电越多,损失越大,如果独立运作,电厂和电网公司会产生较大的利益矛盾。

    (2)可以利用电网调度优势,实施经济调度,实现电网公司和蓄能电厂整体利益的最大化。 

    (3)可以保证电厂的还本付息。蓄能电厂投资大,每年需要大量的还本付息资金。电网公司现金充裕,可以确保还贷,有效克服单一电厂还贷风险高的缺点。

    (4)可以利用电网的资信和支持,降低财务费用。

    (二) 单一电量电价独立经营方式,如响洪甸抽水蓄能电站。

    响洪甸抽水蓄能电站实行单一电量电价独立经营。2000年国家计委计价格[2000]1097号文批准上网电价为1.00元/kWh,省物价局以皖价服字[2000]376号文核定相应的上网电量为0.5313亿kWh,抽水电价按天荒坪的0.214元/kWh执行。2002年省物价局以皖价服字[2002]220号文将上网电价调整为0.85元/kWh,对应的上网电量为1.0626亿kWh,抽水电价维持不变。2003年,省物价局以皖价函[2003]33号批复响蓄机组超过基本电量的发电量按照抽水发电成本0.37元/千瓦时结算。2004年,省物价局以皖价服字[2004]186号文核定上网电价0.85元/kWh,对应上网电量1.3亿kWh。由于采用单一电量电价经营,风险较大。按照以上的电价经营,2004年以前,年年亏损。经过多方努力,从2004年开始,电价保持不变,基本电量从10626万kWh调增至13000万kWh,经营局面才得到扭转。

    (三)两部制电价委托电网经营方式,如天荒坪抽水蓄能电站。

    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对电站进行日常生产经营操作。 1998年,双方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)。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。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。两部制电价委托经营方式有两部制电价独立经营的一般特征,并且由于代理生产经营管理的电网公司在调度和计划方面处于有利地位,因而电站比实行两部制独立经营时的经营风险更小。不过,正是由于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;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调峰、调频等综合效益的发挥。

(四)容量租赁经营方式,如广州抽水蓄能电站。

    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。

    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,经加工为高峰电并考虑损耗后交回电网,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。 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。为解决广州抽水蓄能电站的经营亏损问题,从1995年5月29日起广蓄电站一期工程50%的容量开始实行租赁经营(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)。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。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,在1995年当年即扭亏为盈,走上了比较正常的运营轨道。由于租赁经营成功,广蓄二期4台30万千瓦机组于2000年投入商业运行后,全部被广电集团公司单独租赁。多年来,广州抽水蓄能公司取得了不错的经济效益。

    从广州抽水蓄能电站的经验看,电站租赁经营风险较小;并且,电站租赁后,电网也可以将电站作为车间根据电力系统需要运行,随时为电网提供调峰、填谷、调频、调压等服务,保证电网安全稳定运行。

    综上所述,从抽水蓄能电站目前四种经营方式的经营风险看,电网统一经营的风险最低,其余依次应为容量租赁经营、委托电网经营管理、两部制电价独立经营、单一电量电价独立经营方式;从是否有利于充分发挥抽水蓄能电站的调频、调相、事故备用等维护电网安全稳定及经济运行等方面的作用来看,四种经营方式的排序和经营风险的排序基本一致,但委托电网经营方式由于受利益驱动的影响,有时电网为追求代理效益的最大化,难以从电网的实际需要来考虑电站的合理运行,不利于发挥抽水蓄能电站在维护电网安全稳定运行等方面的综合效益。

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