以下是我已经转贴在金融岛长电吧里的文章，再把它贴在这里，好形成一个体系。
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转：抽水蓄能与风电互补的探讨

张乐平 宋 臻（西北勘测设计研究院）
摘 要：论述抽水蓄能与风电两种电源各自特性以及互补的必要性、可行性。从电力市场需求角度论述二者互补对优化电源结构，适应电力市场用户需求，改善电网运行环境，提高供电质量、安全保证率、经济效益等方面的作用。
关键词：抽水蓄能 风电 互补 探讨

1 我国能源发展形势

到2005年底，我国常规水电装机达到11430亿kW，抽水蓄能达到627万kW，风电突破100万kW。现在的能源供给70%是靠煤，而煤炭中的60%又用来发电，煤电占全国电力的70%以上。目前这样的电源结构对国家的资源、运输、环保以及煤矿生产安全都造成了很大的压力。为进一步优化电源结构、缓解相关压力，2005年国家用于可再生能源投资60亿美元，居全球首位。可再生能源法已于2006年1月1日起正式实行，显示了我国发展可再生能源的决心。要实现2020年的发展目标，大约需要2000亿美元的投资，并以目前12倍的速度发展可再生能源，且形成可再生能源技术的成熟市场。

我国清洁可再生能源种类很多，但近期可以规模开发的，仅有常规水电、抽水蓄能和风电。根据有关规划研究成果，2010年水电装机要达到1.94亿kW，占全国装机容量的26%，占其技术可开发量的35%，2015年装机容量达到2.7亿kW、2020年达到3.28亿kW，均占全国电力装机的28.6%，达到其技术开发量的50～60%；抽水蓄能2005年装机达到627万kW，2010年达到1800万kW，2015年装机规模达到3400万kW，2020年达到5000万kW；2005年风电装机达到100万kW，2010年达到500万kW，2015年达到1500万kW，2020年达到3000万kW。

抽水蓄能电站利用水作为载体进行能量转换，可以提高电力系统内火电、核电、风电等电源的利用率，从而达到降低成本提高整个电力系统效益的目的。抽水蓄能电站为电力系统带来的高效、安全、稳定和经济性效果，正逐步为世界各国所认可，在我国新能源建设和可持续发展中的重要作用也逐步显现出来。

2 抽水蓄能电站特点及开发现状

随着可再生能源法的实施，尤其是电力系统中风电比重的加大，抽水蓄能电站在以火电为主或水电比重虽大而调节性能差的电网中存在的必要性更为突出，其作用也将越来越明显。抽水蓄能电站是一种特殊形式的水电站，它既是电源点，又是负荷。抽水蓄能电站是世界公认的可靠调峰电源，启动迅速、爬坡卸荷速度快、运行灵活可靠，既能调峰又可填谷。并能很好地适应电力系统负荷变化，改善火电、核电机组运行条件，其快速转变的灵活性可弥补风力发电的随机性和不均匀性，不仅可以打破电网规模对于风电容量的限制，为大力发展风电创造条件；而且可为电网提供更多的调峰填谷容量和调频、调相、紧急事故备用电源，提高供电可靠性和经济效益。

抽水蓄能的调峰填谷作用和灵活的快速启停特性，在保障系统安全与提高供电质量的同时，可有效降低系统旋转备用容量和吸收低谷负荷而达到降低系统能耗的作用，有效提高系统运行水平与环保性能。抽水蓄能以其独有的技术属性，在通过对电力系统安全性、经济性与环保型贡献的同时，充分体现其社会价值。可以说，抽水蓄能与风电互补运行是构建绿色电力体系有效的手段之一。

作为特殊形式的水电站——抽水蓄能电站，不改变河水的流向，不改变下游的生态环境，基本不破坏地面自然景观，除了坝和水库以外，所有的设施都尽可能设置在地下。此外，为了减少破坏地面植被，筑坝材料尽可能在库内淹没区开挖，并尽可能做到挖填平衡。在环境保护日益重要的今天，减轻工程对环境的不利影响，已成为工程建设的重要方面。新建的抽水蓄能电站在设计施工中满足工程要求的同时，还可以结合旅游景观需求建设，使工程建设和环境建设同步完成，完建一项工程开发一处旅游景点，这在国内外抽水蓄能中已累见不鲜。

我国目前已、在建的抽水蓄能电站总装机容量为1557万kW。福建、重庆、四川、西北等电网尚无已、在建抽水蓄能电站。

3 风电特点及开发现状

风是空气流动的现象，是一种天然的用之不尽的清洁再生能源。具有不污染环境，没有燃料运输、废料处理等问题，而且建设周期短，运行管理方便，但目前由于机组基本依赖进口、工程造价高、电力保障程度底，与常规能源相比目前仍处于不利的地位。利用风能发电在国外起源于20世纪70年代，其技术成熟于80年代。90年代以后，风电进入到大发展阶段，单机容量兆瓦级风电设备已投入商业化运行，投资主体也发生了较大的变化，国家、地区、电力部门、金融机构、国际财团和企业集团等纷纷筹资用于风电的开发建设，使全世界的风电快速增长。2005年，全球风能市场再创纪录，新增装机容量1176.9万kW，目前，全球风能发电总装机容量达5932.2万kW，比2004年提高了25%。截至到2005年底，欧洲仍是风能发电最大的市场，其总装机容量超过4050万kW，约占全球总容量的69%，去年欧洲风能发电增幅为18%，提供了欧洲近3%的电力。2005年新增容量最大的是美国243.1万kW，中国居第六位，49.8万kW。

我国濒临太平洋，季风强盛，海岸线长超过18000km，内陆的许多山系改变了气压的分布，形成了分布很广的风能资源。根据全国气象台风能资料估算，我国陆地可开发装机容量约2.5亿kW，海上可开发装机容量7.5亿kW，总共可开发装机容量10亿kW。近年来，随着人们环保意识的增强和国家政策的扶持。风电场的建设数量和规模快速扩大，在建设、运行、管理等方面都取得了一些成功的经验，初步具备了规模性开发建设风电的能力和条件。截至到2005年底，全国并网型风电总装机容量达26.8万kW，分布在新疆、宁夏、甘肃、内蒙古、广东、浙江等省（区），占全国总装机容量的0.092%，发电量约6亿kW•h，占全国发电量的0.05%。根据中国可再生能源发展预测2010年、2020年、2030年风电装机容量分别为500万kW、3000万kW、5000万kW。

4 抽水蓄能、风电互补运行可行性经济合理性分析

可再生能源和抽水蓄能电站的发展研究，从运行特性看，宜注重蓄能电站和风力发电的互补研究。风电间歇性的运行特性，导致其对电网的不稳定性影响客观存在，风电对电网影响到底有多大？尤其是大型风电场对电网的影响程度如何，风力发电在整个电力系统的装机比例占多少合理，都有待研究论证，并在实践中检验。

抽水蓄能电站是解决电网调峰填谷的最佳手段，国内外已有成熟的经验，在运行实践中，已显示出其在改善电网运行条件，提高经济效益方面的优越性。对于风电较集中或风电资源丰富准备大规模开发的电网，在大力发展风电的同时，建设一定规模的抽水蓄能电站，实现风蓄联合开发，应该是能源资源优化配置的具体体现。风蓄联合开发，可利用抽水蓄能电站的多种功能和灵活性弥补风力发电的随机性和不均匀性，不仅可以打破电网规模对于风电容量的限制，为大力发展风电创造条件；而且可为电网提供更多的调峰填谷容量和调频、调相、紧急事故备用的手段，改善其运行条件。对于风能资源丰富的地区，无论是外送还是就地消化，抽水蓄能发电和风力发电互补运行，应该是一个发展趋势。

从抽水蓄能电站诞生和发展的历史看，它是各国经济发展到一定程度的产物。世界各国是这样，我国也如此。在经济发达国家，电网的供电质量必须随时满足用户的要求，用户利益是受法律保护的。而我国在长时间严重缺电的情况下，建设的重点放在了多产电量的燃煤电厂方面，对电网的供电质量顾及较少，电网不得不采取行政手段要求用户承担削峰填谷的责任，高峰时拉闸减负荷，低谷时要求用户增加用电。因电网周波不稳，拉闸限电等现象时有发生。改革开放以来，我国国民经济进入高速增长阶段。经济发展了，用电结构变化了，无论在数量上还是质量上，都对电力系统提出了更高的要求。若要解决这些问题，电网就应有足够的调峰能力。而抽水蓄能电站既能调峰填谷，又能承担调频、调相、爬坡和紧急事故备用等动态任务，是提高供电质量，适应电网瞬息变化的重要措施。选择技术、经济指标都比较理想的抽水蓄能电站来实现电网安全稳定运行，以保证供电质量，赢得用户应是明智之举。

市场经济是靠经济链条连接的，在这个链条中，抽水蓄能电站和风电互补，其各自的特性决定了互补运行可获取更大的利益。风力发电是一种清洁可再生的能源，不污染环境，没有燃料运输、废料处理等问题，建设周期短，运行管理方便。风能资源丰富的省、市和自治区，可充分利用当地资源，发挥这一优势。由于风能存在随机性和不均匀性，因此其在电网中的比例必然要受到电网规模的限制。尤其是随着工业化程度的提高，用户对电力系统发电质量的要求也会相应提高，而性能优越、在维持发电质量中起重要作用的抽水蓄能电站，其建设、运行成本又低于常规水电和热力机组，故风蓄互补运行不仅技术上是必要的，其经济效益也应该是较高的。

抽水蓄能电站在电网中联合运行以后，重要贡献是使得电网企业具备了电力储蓄功能，改变了电力系统发电和用电之间瞬间同时完成电量交换的常规固有特性。实现常规市场条件下的电量自由流通，抽水蓄能的这种贡献，使得电网在电力传输过程中扮演着经济链中的经商环节。电价改革以后（目前只有部分电网出台了峰、谷电价政策，大部分电网尚未实行），上网峰谷电价要拉开差距，并逐步实现各项动态服务（如调频、调相、紧急事故备用等），按质收费。电源公司的业主为了提高经济效益，也需要实现电源优化组合，如低谷通过风电抽水蓄能，高峰时，再把水库的水放出来发电，使一部分基荷电变为峰荷电出售，可以提高上网电价。

从电力市场需求角度看，风蓄互补对优化电源结构，适应电力市场用户需求，改善电网运行环境，提高供电质量、安全保证率、经济效益等方面的作用是显著的。积极开发利用风能资源，不仅要有国家的政策扶持，还需要有电力市场的认知、接受，按照产业化、商业化发展的规律，加快风机国产化步伐，降低成本，逐步加大建设规模，开展规模经营；同时需要加快其互补电源——抽水蓄能电站的建设，利用蓄能电站的调峰填谷作用和灵活的快速启停特性，弥补风力发电的随机性和不均匀性，提高其在电力市场上的竞争力，使其真正成为电力构成中的一支重要力量，在保护环境、优化结构、实施可持续发展战略方面发挥其重要作用。

以宁夏、新疆电网为例，初步分析蓄能发电和风力发电互补的必要性和经济合理性。宁夏电网处于西北电网中北部，是西北电网的重要组成部分，目前主网电压为220kV、330kV，通过4回330kV线路与西北主网联网运行。电源结构以火电为主，截止2004年底宁夏全区发电装机容量420万kW，其中火电378.3万kW，占90.1%；水电36.6万kW，占8.7%；风电5.1万kW，占1.2%。按“十一五”经济发展规划，从2000年至2020年宁夏经济年均增长10%。根据西北电网规划报告，基本方案中陕甘青宁电网2010年、2020年总的需电量分别为2494、4748亿kW•h；最高负荷分别为3730、7300万kW，其中宁夏电网2010年、2020年需电量分别为565、945亿kW•h；最高负荷分别为850、1440万kW。为满足电力用户对电力电量的需求，无论是西北电网还是宁夏省网都需要在加快电源建设的同时优化电源结构。就宁夏电网而言，由于其水力资源较少，常规水电开发潜力不大，从环保、可持续发展的角度考虑，需要积极开发风力发电，宁夏的风能资源十分丰富，技术可开发量为356万kW。2005年底，贺兰山风电场安装了132台风力发电机组，风电总装机容量达到11.22万kW，全部发电量通过110kV输电线路输入宁夏电网，目前运行情况良好。青铜峡风电场的红碴子一期工程，安装14台单机容量750kW的风力发电机组，总装机容量为1.05万kW，于2006年初投产发电。

从目前运行情况看，由于风电装机规模小，尚不构成对系统的负面影响，但是随着风电规模增加，其在系统中所占比例加大，其运行特性对系统的影响将逐步显现出来，按全区规划到2010年风电装机规模超过100万kW，届时如果没有一定规模的抽水蓄能电站同步投入运行，为保证系统安全运行、保障电能质量，不仅需要增加调峰电源，还需要增加更多的旋转备用，以弥补因风力发电瞬时变化给电力系统带来的影响。

目前新疆电网风电装机规模约占电网总装机容量的2%，其对系统的影响已有所显现，例如其对旋转备用要求等等。新疆的风能资源丰富且质地优良，在“十一五”规划中提出了适度发展风力发电、择优开发建设水电，重点建设有一定调节能力的龙头水库和调峰电源。

由于风力是间歇性发电，其装机容量占电网总容量的合适比例，有专家认为是3%、也有认为可以是10%。到底多少合适，需要在实践中摸索论证，但有一点是肯定的，那就是在风电较集中的或准备大规模开发风电的电网，需要建设抽水蓄能电站，把随机的、质量不高的风电电量转换为稳定的、高质量的峰荷电量。在目前风电比重较大的电网和正在准备大规模开发风电的省份，为了充分利用当地资源，在发展风电的同时，配备一定比重的抽水蓄能电站，不仅是非常必要的也是经济合理的。

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我国水电资源总量丰富，但具备完全年调节性能可全年承担调峰任务的水电站比例不高，分布集中，又多在西部，远离负荷中心(东、中部)。抽水蓄能电站耗水量少，且我国的江河湖泊和高山、台地很多，遍布全国各省区，可以满足各个时期电网配置的需求。抽水蓄能电站在电力系统中主要承担调峰、调频、调相和紧急事故备用等，此外，风电比例高的电网还需要建设一些抽水蓄能电站以解决瞬时电力冲击的问题。水电远距离“西电东送”的最终规模可能超过1亿kW，而中部和南部地区人口密集，受输电走廊的控制，只能送基荷和少量腰荷，因此，中东部受电区，由于受通道影响和从安全、经济方面考虑，也需要建设相应的抽水蓄能电站，以解决调峰和保安电源等问题。2030年以后，我国人口预计将增加到15亿，在节电的基础上以人均装机1kW计，届时装机总量约15亿kW，调峰容量约4.5亿kW。估计常规水电和单循环的燃气机可承担1/3峰荷，约1.5亿kW，则抽水蓄能机组仅从调峰考虑就需要1.5亿kW，再加上紧急事故备用和风电配套等，届时，我国抽水蓄能电站的规模应在1.7亿～2亿kW左右。2030年以后，我国常规水电基本开发完毕，抽水蓄能电站仍可继续开发，以满足电网不断增长的调峰、调频、调相、紧急事故备用和风电配套的需要。

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转：中国电力蓄能发展概况

据人民网报道，近年来，中国电力蓄能技术发展迅速，至去年底，全国已有20多个省市应用了电力蓄冷、蓄热技术，累计可转移高峰负荷80万千瓦，按冰蓄冷空调和蓄热电锅炉平均移峰成本约1500元/千瓦和900元/千瓦计算，已节省电力投资50多亿元。

电力蓄能，指的是利用低谷电力，通过水蓄冷、冰蓄冷和水蓄热等设备，来转移用电高峰负荷的一种技术，它不仅可以起到均衡负荷的效果，还可以提高电网运行的经济性，同时，也增加了系统的备用容量，有利于电网的安全稳定运行。目前，中国已建成投产和正在施工的电力蓄冷项目就有300多个，中国蓄能空调的部分技术和设备已经达到了国际先进水平。

今年1至5月，全国电力缺口最大达到了1954万千瓦，预计今年夏季全网电力供应的缺口在3000万千瓦左右。应该看到，目前部分地区缺电多发生在高峰用电时段，尖峰负荷特点和电网峰谷差不断加大的矛盾并未得到根本解决。以华东电网为例，去年最大谷峰差超过了2200万千瓦。随着明、后年中国新上发电机组的陆续投产，中国电力供应的总量缺口将逐步缩小，但电网谷峰不断扩大、发电机组利用率下降、高峰电力紧缺的矛盾依然存在。因此，加强电力需求侧管理，大力推广电力蓄能技术，“移峰填谷“仍有重要的意义。

江苏去年通过推广电力蓄能新增加5万千瓦的削峰能力，今年，又新增电力蓄能7万千瓦，如此增速，全国之最。浙江是全国推广冰蓄能项目最多的省份之一。陕西政府部门带头将燃煤锅炉改造成蓄热电锅炉供暖和供应生活用热水，起到了示范的作用。北京地区通过推广谷电采暖技术，目前开展蓄热电锅炉项目338个，用电总容量为32万千瓦，转移高峰负荷20多万千瓦，避免新建电厂费用10亿多元。

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转：抽水蓄能电站与三峡及葛洲坝水电站捆绑运行初探

摘 要:三峡、葛洲坝水电站均承担有航运任务，在系统低谷时段电站按航运基荷发电。本文初步探讨了在三峡、葛洲坝电站附近修建一定容量的抽水蓄能电站，利用航运基荷抽水，实现与三峡、葛洲坝常规水电站“捆绑”运行的可能性；简略分析了捆绑运行对三峡、葛洲坝水电站的影响；分析了抽水蓄能自身及与三峡、葛洲坝水电站捆绑经营的经济性。

关键词:抽水蓄能 三峡 葛洲坝 “捆绑”运行

1 问题提出

抽水蓄能电站具有调峰、填谷的双重作用，是现代电网进行综合管理的理想工具，是维持电网电力供需平衡的最有效手段，在中国未来20 年的电力市场中将高速发展。湖北省宜昌市附近集中了三峡、葛洲坝等多座常规大型水电站，有大量的可供抽水的谷时电能，而且又处于华中500kV 环网以内，抽水和发电的电力输送方便。随着“西电东送”工程的实施，宜昌市附近必将成为特大型输变电中心，为开发抽水蓄能电站提供了良好的条件。

在我国，抽水蓄能与核电、火电的联合运行已有成功的先例，但抽水蓄能与常规水电“捆绑”运行方面的研究还不多。三峡、葛洲坝水电站汛期有大量的谷时电能，受电力系统峰谷差的影响，时有弃水电能；枯水期均承担有航运任务，在系统低谷时段电站将按航运基荷发电。因此，研究抽水蓄能电站利用基荷电能抽水、在系统峰荷时发电，实现与三峡、葛洲坝常规水电站的“捆绑”运行具有现实意义。

2 三峡、葛洲坝水电站基荷电能情况
2.1 非汛期

按入库水量划分，三峡水库每年10月至次年5 月为非汛期，水库无防洪任务，正常调节运行水位155m～175m 之间有调节库容165 亿m3，电站保证出力499 万kW，运行水头较高，预想出力均可达到装机容量18200MW，可较好地承担系统调峰任务。经葛洲坝水库日调节非恒定流计算，为满足两坝间航运要求，三峡电站调峰运行时，需平均下泄约1500m3/s 的航运基流，基荷出力约1300MW。

葛洲坝水库是三峡枢纽的反调节梯级，为满足下游河段的通航要求，三峡水利枢纽建成后，最小航运基荷流量为4730m3/s，金沙江下游河段梯级建成后，最小航运基荷流量可达5000m3/s，发电出力约790MW。

2.2 汛期

三峡坝址多年平均流量14300m3/s，多年平均径流量4510 亿m3。坝址的年径流比较稳定，年际变化不大，年径流变差系数为0.12。6月～9月的来水量约占全年的61%，流量在10000m3/s～40000m3/s之间。三峡水利枢纽工程建成后，因防洪、排沙等需要，汛期6 月中旬～9 月底一般按防洪限制水位145m 运行，此时，电站尽量利用汛期丰沛来水多发电，有大量基荷电能。葛洲坝电站的最大过机流量约17000m3/s，当来水小于机组最大过机流量时，可与三峡电站同步调峰；反之，则按机组最大过机流量发电，并出现弃水。

3 抽水蓄能电站与三峡、葛洲坝电站的捆绑运行
3.1 非汛期

三峡电站在非汛期具有较好的调峰能力，其调峰幅度主要受航运和机组检修制约，再扣除留给电力系统的事故备用和负荷备用后，非汛期三峡电站可提供的调峰容量约为10000MW～12000MW。从电力系统的统计资料和发展规划来看，华中电力系统的日负荷曲线均为双峰形状。电网早峰一般出现在9:00～11:00，晚峰出现在17:00～21:00，负荷低谷一般在24:00～次日7:00。经初步计算，三峡电站非汛期每天峰时电量约为6883 万kW•h、腰时电量为3632 万kW•h、谷时电量为1461 万kW•h。葛洲坝电站非汛期峰时电量约为818万kW•h、腰时电量约为629 万kW•h、谷时电量约为629 万kW•h。

若有抽水蓄能电站与三峡、葛洲坝水电站“捆绑”运行，即三座电站联合运行，可以将三峡、葛洲坝电站的谷时电量，转换成峰时电量。按抽水蓄能电站装机1800MW（抽水功率1880MW），日抽水6h、发电5h考虑，低谷时段三座电站上网联合出力由2090MW左右降为210MW 左右，减小了电力系统低谷时段火电机组压负荷的幅度，可以缓解低谷时段电网频率偏高的压力；在系统负荷高峰时段，增加调峰容量1800MW。

3.2 汛期

3.2.1 三峡电站汛期不调峰情况下的捆绑运行按初步设计条件，三峡水利枢纽汛期受防洪、排沙要求等限制，水库按防洪限制水位145m运行、电站以径流式发电。因三峡水库汛期来水在10000m3/s～40000m3/s之间，三峡电站的出力在6800MW～17000MW 之间，相应葛洲坝电站的出力在1100MW 以上，三座电站捆绑运行条件更好。

3.2.2 三峡电站汛期调峰情况下的捆绑运行

为增加三峡电站运行的灵活性，在二期枢纽工程设计中，第一级船闸的底坎高程由140m 下降到139m，永久船闸可在144m水位运行，这样既保证了三峡水库在汛期的防洪库容，也使三峡水库汛期利用水位145m 以下的库容进行径流调节成为可能。经过初步的分析计算，受入库径流的影响，三峡电站利用144～145m 之间的4.9 亿m3库容进行日调节，调峰的时间占汛期时间的一半左右，调峰容量大小差别较大，为了对通航不产生大的影响，汛期调峰幅度暂按8000MW考虑。为此，拟定了三峡水库来水10000m3/s、15000m3/s、20000m3/s 和25000m3/s 几种情况，按三峡电站不弃水、调峰幅度8000MW 左右为控制条件进行计算，结果表明，即使汛期三峡水库来水流量仅为10000m3/s，低谷时段的发电出力还有约2860MW，相应葛洲坝电站的发电出力约790MW；随着来水增大，低谷时段发电出力更大，完全可以满足捆绑运行条件。“捆绑”运行后，低谷时段发电出力减少1880MW，低谷电量每天减少1150 万kW•h，峰荷电量每天增加约860 万kW•h，增加调峰容量1800MW。

3.3 对三峡、葛洲坝水电站的影响分析

抽水蓄能电站与三峡、葛洲坝电站捆绑运行中，三峡电站按自身的调度原则进行水库调度，葛洲坝水库的反调节库容需要增加8%左右。抽水蓄能电站投入运行后，葛洲坝水库的库水位抬高约0.22m 即可以满足反调节任务的要求，而葛洲坝水库正常运行的最高水位是按0.5m变幅控制的，因此，对葛洲坝水库影响不大。另一方面，所选择的抽水蓄能电站发电水头一般在500m以上，比三峡、葛洲坝水电站的发电水头高得多，在电力系统需要时，可以顶替三峡电站的部分调峰任务，减小其下泄流量变幅。因此，抽水蓄能电站与三峡、葛洲坝电站捆绑运行是可行的。

4 经济分析
4.1 基础数据

根据有关设计资料，由于不需要修建下库，抽水蓄能电站的单位千瓦投资拟定为2600 元/kW，因此1800MW 装机的抽水蓄能电站的静态总投资约为46.8 亿元，工期按6 年考虑，装机年利用小时数按1750h、综合效率按75%计，则抽水蓄能电站的设计年平均发电量为31.5 亿kW•h、年平均抽水电量42.0 亿kW•h。
4.2 经济分析

根据可避免成本法测算的抽水蓄能电站上网容量价格为942.8 元/kW，电量电价为0.159 元
/kW•h。若电量电价按0.25 元/kW•h计算，用可避免成本法计算出的上网容量价格为781.3元/kW，指标是优越的。

若将抽水蓄能电站与三峡、葛洲坝水电站“捆绑”进行财务分析，抽水电价按0.15 元/kW•h计，当峰时、谷时上网电价比达到2.7 以上时，即峰时上网电价超过0.403 元/kW•h 时，所需贷款可以在电站正常投入电网运行后16 年内还清（按全部投资财务内部收益率8%控制），也就是说，即使不计入容量效益，仅作为一个纯调峰电站，经济上也是可行的。若将华中地区已投产抽水蓄能电站的批复电价（上网容量价格为388.8元/kW，电量电价为0.457
元/kW•h）应用于本电站，抽水电价按0.15 元/kW•h计，项目全部投资的财务内部收益率为15.22%，资本金的财务内部收益率为28.81%，投资回收期为11.2 年。
5 结论
（1）宜昌附近集中了三峡、葛洲坝等常规大型水电站，航运基荷约2100MW，而且三峡电站将成为全国电力交换中心和潮流分配中心，网络发达，电力输送便捷。
（2）在三峡、葛洲坝水电站附近修建一定容量的抽水蓄能电站，可以在系统低谷时段利用航运基荷抽水、在系统峰荷时发电，增强电网的调峰能力、减小系统峰谷差，按可避免成本法测算，全部投资的财务内部收益率大于电力行业的基准收益率8%；若按华中地区已投产抽水蓄能电站的批复电价测算，财务指标更优。
（3）抽水蓄能电站与三峡、葛洲坝水电站“捆绑”运行，将三峡、葛洲坝水电站的部分低谷电能转换成优质的峰荷电能，当系统峰、谷电价比达到2.7 以上时，即使不计入抽水蓄能电站的容量效益，也可以满足电站自身生存的基本要求。

国外抽水蓄能电站运营现状及启示: 投资与管理模式

李衡 赵会茹 魏秀梅　2007-8-6 14:10:00

世界上第一座抽水蓄能电站是一百多年前建造于瑞士的苏黎世抽水蓄能电站，其装机容量为515千瓦，扬程153米。上个世纪60年代开始，抽水蓄能电站得到迅速发展。据统计，1960年全世界抽水蓄能电站总装机容量350万千瓦，1970年为1600万千瓦，1980年为4600万千瓦，1990年为8300万千瓦，2000年达到11328万千瓦，40年增加了32倍，平均年增长9．1％。世界上抽水蓄能电站发展最快、装机容量最多的是日本；其次是美国、意大利、德国、法国、西班牙等，日本和美国抽水蓄能电站总装机容量均已超过2000万千瓦。各国抽水蓄能电站在投资、管理模式上各有特点，下面介绍英国、法国、美国和日本的情况。

1.英国

到2002年底，英国抽水蓄能电站共有4座，总装机容量为278．7万千瓦。其中Dinorwig电站装机172。8万千瓦，是欧洲最大的抽水蓄能电站之一，也是世界上第一座能在16秒内满负荷运转的抽蓄电站。随着英国电力体制改革的进行，Dinorwig电站的管理体制也几经变迁。该电厂系国家投资兴建，1984年投运，属国家电力局。1991年英国实行私有化改革后，作价12亿英镑卖给私营的国家电网公司。然后又转让给EdisonMissionEnergy公司独立经营，参与英格兰和威尔士电力市场竞争。

在英国实行私有化前，Dinorwig抽水蓄能电站与电网签订协议，决定每年收费，作为对抽水蓄能电站提供动态效益的补偿。收费标准是直接成本加电网补贴。直接成本是机组的运行维护费用，电网补贴是机组的电量损失补贴。按照此项标准，对Dinorwig抽蓄电站的补贴达到其全部收入的近50％。英国电力实行私有化后，由国家电网向电厂购买全部的辅助服务，包括无功补偿、热备用、频率调整等，再以上浮价格形式向供电局征收辅助服务的费用。在英国，参加电网调峰的电厂除上报电价外，还要增报启动价和空载价，以更好地反映其运营性能和成本。蓄能电厂由于价格低廉、性能优越，在竞争中常能受到电网的青睐。Dinorwig抽水蓄能电站的全部收益中，调峰电力销售收入、辅助服务收入以及填谷效益各占1／3左右，电站年盈利额基本上维持在l亿英镑，效益还是很可观的。

2．法国

在法国，核电占总发电量的比例达到近80％，而水电只有12％左右。法国目前水电主要方针是改造现有水电站，发展抽水蓄能电站，提高水电的利用率和经济性。目前法国已建成1万千瓦以上、机组容量和特点各异的抽水蓄能电站18座。建于1987年的GrandMaison是其最大的抽水蓄能电站。

法国的抽水蓄能电站主要由法国电力公司(EDF)统一建设经营和管理。抽水蓄能电站并没有独立的经营权，完全按照EDF的调度要求进行抽水、发电运行，同时EDF也统一负责电站的成本、还本付息、利润和税收等开支以及对电站的运行进行考核。抽水蓄能电站除用于调峰、填谷、备用外，有10％的容量用于调频和与外国交换电能，调相的时间占总运行时间的12％～20％。抽水蓄能电站对于保障电网总体安全、经济运行所起的作用，与其发电量所产生的电量效益相比更为重要。

3．美国

美国对抽水蓄能电站的投资相当大，超过20万千瓦的抽水蓄能电站有20多座，并确定了1700万千瓦的开发计划。美国最大的抽水蓄能电站Bathcoanty电站于1984年投运，装机容量210万千瓦。美国的抽水蓄能电站一般都由电网公司建设和经营。据统计，1999年为止，电网公司建设和拥有蓄能电站容量为1790万千瓦，同期非电网公司的抽水蓄能电站为170万千瓦。事实上，美国1992年开始电力市场化，抽水蓄能电站才由独立的电力生产商建设，但成效不是很大。Bathcoanty电站在系统中的作用就是在电网调度下灵活地满足系统峰荷需求和降低系统运行与电站抽水费用。由于美国各州电力体制改革的方式不同，抽水蓄能电站在各州的运营存在差异。美国加州在能量市场外设立了以竞价为基础的辅助服务市场。抽水蓄能电站可以在主电能市场和辅助服务市场间进行策略选择，以获得最大收益。而在辅助服务市场建立以前，抽水蓄能电站主要依照它所替代常规机组的发电费用来计取收入。

容量达150万千瓦的Summit抽水蓄能电站采取的是向电网租赁的模式。在电站建设之前，SES(Summitenergystoragelnc)与俄亥俄州电力公司签订备忘录，就电站的租赁容量、输变电服务辅助设施以及调度控制等方面达成协议，最大程度上降低抽水蓄能电站的运营风险，并以此作为贷款保证金。SES公司要保证租赁期间抽水蓄能电站的设备可用率和机组启动成功率。而电站运行过程中的维修费用以及低谷抽水用电都由承租者提供。因此，容量租赁费实际上只包括建设投资的偿还以及投资者的利润。投资者的利润率定在15％一20％，抽水蓄能电站的基本投资额和基本租金要按照贷款利率和套期保值利率的变化进行相应调整，基本租金根据电站平均综合效率作出相应变化。承租者除支付容量租金外，还要向抽蓄电站逐月支付燃料费用。

4．日本

水电在日本总装机容量构成中比重小，不到10％，为了加强电网的调峰能力，近年来日本兴建了大量抽水蓄能电站。至1999年，日本共建成抽水蓄能电站43座，装机容量达2430．5万千瓦，占水电总装机容量的53％。已建成的抽水蓄能电站中，容量在20万千瓦以上的有34座，其中100万千瓦及以上的11座。日本全国按地区成立了九个私营电力公司，其抽水蓄能电站的建管方式有两种。一是从电站建设开始到投产上网完全由电力公司统一管理，电力公司既是建设单位也是运行管理单位。二是由九大电力公司和政府合资组建国营的电源开发公司，只负责建设抽水蓄能电站，不负责运行管理，所建电站租赁给当地的电力公司，每年当地电力公司向电源开发公司支付一笔投产前以合同方式签订的租赁费用，以满足电站运行维修、还贷、税收及利润等需要。此外，电网还对抽水蓄能电站实行奖惩考核，如电站未能按电网要求参与调峰、调频则受罚，如电站大修少于规定时间则进行奖励。

该贴内容于 [2008-10-18 16:04:52] 最后编辑

国外抽水蓄能电站运营现状及启示: 运营情况及启示

李衡 赵会茹 魏秀梅　2007-8-6 14:10:00

从以上介绍可以看出，国外抽水蓄能电站的投资、管理也没有统一的模式，在具体运作上都是根据各国电源结构和电网状况以及电力市场的完善程度采取相应的措施。相比而言，由于英国和美国的电力市场化改革进展较快，抽水蓄能电站运营方式也较独立。而法、日等国由于电源结构、电力政策等方面的制约，抽水蓄能电站基本上都由电网统一经营管理。概括起来，国外抽水蓄能电站的投资、管理模式可以给我们以下几点启示。

1．在对抽水蓄能电站提供的动态效益确认的基础上，积极探索动态效益量化和补偿的具体措施。从近些年的研究可以看出，宝然对于抽水蓄能电站运营所产生的调频、备用、调相、黑启动等动态效益等都有所认识，但还没有一种比较合理又具有实际应用价值的动态效益计量和补偿方法。在目前电力改革形势下，要完全采用市场的手段实现对抽水蓄能电站进行补偿是不可能的。目前国内外抽水蓄能电站所采取的租赁、委托等经营方式，都是采取了弱化竞争的方式，回避了抽水蓄能电站动态效益的效益分摊比例。在保证抽水蓄能电站投资回收的前提下，使其能够获得适当的收入。这在很大程度上激发了投资抽水蓄能电站的积极性，但由于没有明确的效益分摊系数，很容易造成交叉补贴。

另外，抽水蓄能电站的受益主体是多元的。由于抽蓄电站的存在，电网进一步提高了供电质量和供电可靠性；常规火电机组的发电量得以提升，并且能够节约能源，较少对环境的污染，延长机组的寿命；电力用户可以享受到优质电，减少了拉闸限电的次数。但建立怎样一种辅助服务的交易和核算机制，以达到“谁受益、谁补偿”的标准，还有待于深入研究。

2．电价结构体系对于抽水蓄能电站的影响。在没有完善的辅助服务补偿机制的情况下，抽水蓄能电站的收入主要来自于电价。如果不能对抽水蓄能电站提供的动态效益给予足够的补偿，其上网电价将相当高，在竞争中很难取得优势。完善的电价结构应该能够很好地整合各类电厂对于整个电力系统所作的贡献，抽水蓄能电站的作用特殊，其上网电价就应该和其他常规电厂有所区别。与抽水蓄能电站相关的电价结构有一部制电价、两部制电价、峰谷电价、租赁电价、网上加价等。需要说明的是，我国目前的两部制电价，容量电价、电量电价的划分基础还是成本，通过容量电价回收固定成本，变动成本和利润则通过电量电价的方式取得。随着市场化机制的不断成熟和对抽水蓄能电站效益评价方式的深人，抽水蓄能电站的两部制电价可以采取另外的形式，例如可以将容量电价和电量电价的划定建立在效益的基础上，动态效益通过容量电价进行回收，而电量电价则与静态效益挂钩。

3．要考虑投资主体不同对于抽水蓄能电站的影响。我国抽水蓄能电站的建设管理体制主要有两种形式：电网企业独资的自营模式和独立发电公司模式。而国外基本上以电网公司独资建设为主。2004年1月发改委的71号文指出：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。目前国家实行这种政策有利于抽水蓄能电站的协调规划和投资建设。但随着电力市场化改革的进一步进行，电网公司和电厂有必要进行进一步分离。如果电网和电厂之间继续存在隶属关系，则会影响到公平、公正、公开的电力市场的形成。电网公司要逐渐减少对抽水蓄能电厂的投资比例，要通过政策法规的不断完善来代替对于抽水蓄能电站的政策扶持。

4．抽水蓄能电站运营管理机制多元化。国内外抽水蓄能电站的运营管理方式大致可分为以下几种：电网统一经营、租赁经营、独立经营和委托经营。在我国目前的电力体制下，抽水蓄能电站根据各个区域电网电源结构和负荷特性的差异，采取不同的管理方式。

电网统一经营的典型代表是十三陵抽水蓄能电站，这种车间式的管理方式，有助于电网根据需求，自由灵活地对抽水蓄能电站进行调度。广州抽水蓄能电站采取的是租赁制，电网和抽蓄电站之间通过租赁电价产生权责关系，双方通过履行合同规定的义务实现电力系统的安全、稳定运行。独立经营则需要有比较完善的动态效益补偿机制，峰谷时段电价差也必须足够大。浙江天荒坪抽水蓄能电站采取的是全面委托管理模式，由抽水蓄能电站和一电网公司签订委托生产经营合同，委托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。这种委托管理的方式使得抽蓄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电网公司发生关系，大大降低了工作难度。

5．辅助服务市场交易模式对于抽水蓄能电站的影响。在没有辅助服务市场的情况下，主要通过电网调度部门采取行政命令的手段，在各类电厂间摊派系统所需的各类动态服务，以此保证事后对提供辅助服务的电厂进行相应的补偿。由于没有效益评估和成本约束，电力调度部门往往只注意电网的安全性和可靠性，而忽视了系统运行的经济性，造成了资源浪费。辅助服务市场作为电厂和电网公司间交易调频、备用、调相、黑启动等各类动态服务的平台，使得电厂竞价能够建立在自身运行成本的基础上。由于对成本有充足的了解，抽水蓄能电厂在进行报价时就会事先保证自身的利润率，然后由电力交易机构根据报价排定辅助服务的购买顺序，从而实现社会资源的优化配置。

6．法律法规的完善对抽水蓄能电站正常运营具有促进作用。从国外经验可以看出，只有建立明确的电力风险分摊机制的情况下，抽水蓄能电站的动态效益才能得到更好的发挥，其运行灵活、启停快速的特点也才能得到更好的体现。保证电网可靠运行是电网公司的义务。在国外，如果由于电力系统自身原因造成用户经济损失的，电网公司除可能承担刑事责任外，还要受到严厉的经济处罚。在这种情况下，电网公司购买抽水蓄能电站容量作为备用的愿望相当强烈。但我国现在电网公司在电力不足时，拉闸限电司空见惯，电能质量发生问题也不需要承担责任。这时候，出于自身利益考虑，电网公司并没有购买抽水蓄能电站容量的积极性。

因此如果没有政策倾斜，抽水蓄能电站独立运行之路将更为艰难。

感谢AYNZ兄的工作，的确是开阔了思路，非常感谢