《电力市场概论》 课件 第七章 发电投资分析

第七章发、输电投资分析发电投资分析是对拟决策的发电厂建设方案从技术上和经济上进行定性与定量的分析、计算、对比和评价。主要包括：

针对单一发电厂，分析投资者如何决定开建新电厂，即分析投资者决策的影响因素；分析尚在寿命期内，但经营状况恶化、效益不好电厂的退役问题；发电容量投资的激励机制。

输电容量投资所应遵循的基本经济原则和投资机制改革一、引言1.技术方案的经济评价为判断工程项目在经济上是否可行，需将项目的开支与项目的收益进行对比需要考虑资金的时间价值

贴现率现值为P的资金，投入到某个项目中n年以后，资金将增值为二、发电投资的技术经济分析基础内部回报率法（InternalRateofReturnMethod，IRR）----动态评价法就是项目在计算周期内的所有投入资金和所得收益正好抵消时的回报率。当某项目的内部回报率大于该行业可接受的基准回报率（MARR）时该项目才值得投资

2、发电投资分析投资建电厂必须带来满意的利润：估算电厂运行的长期边际成本预测电厂销售电力商品的价格预测的电价>长期运行的边际成本－－商业化的发电容量扩展基于期望运行年限做出决策，发电机组一般为20-40年假设每年的投资和收益都集中发生在年末建设成本是一次性投入的，忽略建设的年限发电投资决策的内部回报率平衡方程影响回报率大小的因素：设备利用率，电价诸多不确定性因素影响着收益和成本：影响成本的：建设周期是否提前或延误火电厂运行期间燃料价格的波动等影响价格的：需求的不确定性，新竞争者又进入市场更先进、高效发电技术的出现拥有燃料供应和电力销售的长期合同，可降低投资电厂的风险。3、发电机组的退役发电厂的实际使用寿命不一定等于设计使用寿命当电厂的收益持续低于它的运行费用，且市场形势又不见有好转的迹象，这个电厂就必须退出运行。可产生影响的因素电厂将来的收益和机组运行成本的前景电厂的技术改进或淹没成本可回收成本（如电厂占用的土地成本等）可作为收益

例7.1：建设火电厂的投资决策分析发电投资项目的参考数据

忽略机组的启动成本和维护成本，设备利用率为80%

采用内部回报率方法（InternalRateofReturnMethod，IRR）估算该电厂的收益率（也称贴现率）。工程建设投资成本1020$/kWh机组预期使用寿命30年额定输出功率的热效率9419.2Btu/kWh预期燃料成本价格1.25$/Mbtu机组退役后可回收的土地成本价值10,000,000$

进行如下投资分析：（1）若平均预测电价为32$/MWh，分析在最小可接受的回报率为12%的情况下，建设一个新电厂（500MW火电厂）的可行性；（2）若最小可接受回报率为12％，求出售电力商品的平均价格最小应为多少?（3）假设该电厂运行15年后，遇到了经营难题：低硫煤的价格上涨到2.35$/MBtu；当地政府开始对燃煤电厂加收1.00$/MWh的环境税；并且，由于更多高效机组的投入运行，市场的平均电价下降到23.00$/MWh。请分析该电厂此后的运行状况并做出经营决策；（4）在（3）的基础上，如果选择用价格仅为1.67$/MBtu的高硫煤代替低硫煤，并安装价值$50,000,000的脱硫设备（安装时间为1年），分析这种改造投资是否值得。注意此时热耗增加到约11,500$/MBtu。

问题一的计算过程投资成本：TCR=1020$/kW×500MW=510,500,000$每年的发电量：

Q=0.8×8760h/y×500MW=3,504,000MWh每年的发电成本为：CF=Q×9419.2Btu/kWh×1.25$/MBtu=41,256,096$每年的收益为：Q×π=3,504,000MWh×32$/MWh=112,128,000$由可得运用EXCEL表可完成内部回报率计算年份投资($)发电量(MW)发电成本($）收入($）净现金流量($）0510500000000-510500000103504000412560961121280007087190420350400041256096112128000708719043035040004125609611212800070871904…0……………………30035040004125609611212800070871904

问题二的计算由代入数据，有解得：电价不能低于29.8$/MWh

问题三的计算：考察收益的变化情况

边际发电成本：

2.35$/MBtu×9419.2Btu/kWh+1$/MWh

＝23.135$/MWh

年损失：（23.135-23.00）$/MWh×0.8×500MW×8760h/y＝473,040$

机组应提前退役

问题四的计算：考虑技术改进的可能性边际发电成本：

1.67$/MBtu×11500Btu/kWh+1$/MWh

＝20.205$/MWh

年生产费用：

CF=20.205$/MWh

×0.8×500MW×8760h/y＝70798320$

电厂剩余15年的经济状况经计算净现值，这一技改投资是有意义的年份投资($)产量(MW)生产费用($)收入($)净资金流动($)050,000,000000－50,000,000103,504,00070,798,32080,592,0009,793,680203,504,00070,798,32080,592,0009,793,680303,504,00070,798,32080,592,0009,793,680---0------------1503,504,00070,798,32080,592,00019,793,6804、周期性需求的影响当考虑发电容量投资时，我们并不关心负荷曲线的峰值和低谷发生的确切时刻，而需要知道每年多少小时负荷低于指定值。持续负荷曲线：纵坐标表示系统的负荷，横坐标表示低于该负荷的时间占研究周期的比率。曲线上的点表示系统有比率t的时间负荷小于或等于x图7.3表示某省2005年的持续负荷曲线：系统负荷最高约为23000MW在8760h中负荷超过20000MW的时间不到6％。需求对发电的影响要满足全部负荷，装机容量必须大于最大负荷，因此，不是所有的发电机都能达到期望、一致的利用率，峰谷差越大，设备利用率的差别就越大发电便宜的机组比发电昂贵的机组利用率要高低需求时的竞争比高需求时激烈持续价格曲线基本上与持续负荷曲线的形状相似

低效高边际成本机组的情况这类机组不能完全基于短期边际成本定价，如果要维持运行，它们的报价就必须包括固定成本。例：一座燃烧原油的、额定功率为50MW的发电厂的分析。电厂的热耗率为12000Btu/kWh，燃料费为3.00￥/Mbtu。由于它的效率低，近年来仅在极高负荷时运行。分析：电厂的固定成本为280,000/y估计电厂可收回它的所有成本的最低报价：

发电量×报价＝固定费用+产量×热耗×燃料费用

假设机组以最大容量运行，用运行小时数作为变量，计算其保证成本回收的最低报价如果机组每年仅运行5小时，最低报价将超过1000$/MWh。而电厂的边际发电成本为36$/MWh。在一年中的少数时间里，它完全可能成为这一时期内消费者最后的唯一选择，所以消费者只能接受这一价格。用这种方法确定价格的边际机组的厂商，需要估计电厂每年可能的运行小时数。这类电厂的运行受许多不确定性因素的影响除电价、设备利用率、成本、环境因素等以外，还有哪些因素应考虑？电厂的位置、类型应该建设何种类型的机组？峰荷机组腰荷机组基荷机组运用组合发电技术满足整个负荷要求是最经济的做法市场模式下：合理的定价规则是非常重要的价格不仅应反映出建设容量的大小和运行时间长短等信号，而且也应该反映出需要建设的各类机组的容量。基荷电厂的价格应体现正确选择厂址的价值。分散的市场参与者在理论上应该有与垄断模式下新建同样数量和同样类型容量的动机。区别在于：垄断模式下依赖于内部的定量化决策，而竞争性电力市场依赖于外部的价格信号和利润刺激。

在供电时，我们必须考虑消费者购买电力商品对可靠性的要求。这意味着，当消费者需要电力商品的时刻，供给应满足及时性。考虑到故障或维修安排，电力系统必须具有比满足峰值更多的可用发电容量。提高这个容量值在某种程度上就提高了系统的可靠性。三发电投资的激励机制1、电价驱使的发电容量扩建一种观点：市场机制能够自动形成发电容量规模的最佳水平。过度干预会使市场价格发生畸变和激励信号失灵，因此管制性的统一预测和补贴会导致投资过多或不足，难以达到最经济的市场效率。电力供给函数（电价）的特点尖峰电价的意义：成为发电容量不足的信号，引导发电投资提高消费者对价格信号的敏感度：需求响应、规避风险关于该机制的讨论理论上可实现发电容量市场的均衡存在的问题：ISO，消费者，发电商根本一点：消费者购电的同时要求供电的可靠性仿真研究表明，从获得建设许可到建设新电厂的时间可能会导致市场的不稳定。与负荷需求的渐进增长形式不同，发电容量变化往往有繁荣增长期与萧条期的交替循环。发电容量的短缺造成电价升高，促进电厂建设的繁荣。这种繁荣导致容量过剩电价降低，只有当这种过剩缓解后才能重新带动扩建电厂的积极性。这种长期的繁荣与萧条交替循环对生产者和消费者都是不利的。总之，仅依靠电力市场和尖峰电价的作用是不能很好地使发电容量充足的。这种方法假设消费者仅购买电力商品且将它看成是商品的交易。实际上，消费者购买的不仅是电力商品而且是一项有一定可靠性的供电服务。2、容量电价容量和能量的分离是电力的特点将短时由于电力短缺造成的电价剧升所产生的额外收益支付给可用发电容量。该支付应与每台机组的可用容量成比例，这些容量支付形成从电能市场中分离出来的容量收益，该收益至少应包括新增发电机组的部分投资，鼓励发电公司保持机组容量可用。通过提高总体的可用发电容量，上述支付可用容量的费用会减少但不能消除电力短缺产生的可能性。有更多的用于发电的容量也加强了市场的竞争，同时起到调整电能市场价格的作用。此时发电投资风险由电力用户分摊。在短期内，这种峰值电力商品成本的社会化对市场参与者规避风险是有益的。而从长期角度看，这种方法将削弱追求经济效益的激励机制，即造成过多的资本投入到发电容量的扩建，而需求侧管理不可能有很多投入。存在的问题：没有明确的方法来决定投入到可用容量的总资金，即每千瓦装机容量的价格难以确定；每台发电机按多少可用容量支付，怎么支付，将是无休止的争论。因为容量支付不与任何性能指标相联系，实际上它们增强可靠性的效果不是很明显。具体做法英国电力市场东北电力市场容量电价单一划分。

3、容量市场（义务）由权威部门设定发电充足度的目标和满足这一目标需要的发电容量。所有的电力零售商和大用户（即所有购电实体）有义务在规定的容量市场中购买为满足这一目标所需的份额。相关的重要问题：最基本的问题是市场的时段划定，也就是计算每个零售商的容量责任所对应的时间长度。容量评估方法的选择。需采用适当的方法和指标评估和激励发电机组的连续运行。对不履行义务者的惩罚：对不履行这一责任的购电者应实施一定的惩罚措施。容量电价与容量市场的比较：容量市场规定了备用容量的数量容量电价将其转化为关于容量的价格3、可靠性合同理论上讲，每个消费者应该自由、独立地决定他应为可靠性支付多少费用。在成熟的电力市场中，可以通过与发电厂签订一个确保在一定可靠性水平下发电的长期合同，激励发电厂扩建容量以达到或保持其期望的可靠性水平。只有电力市场发展很成熟且这种方法可行时，集中管理者（如系统管理员或操作员）才可能代表消费者购买可靠性合同。这种合同应是最基本的带有不履行就进行必要惩罚的长期期权。集中管理者以可靠性标准决定购买合同的总量Q并设定合同的出清价格s，同时也要设定合同的时间期限。清除价格s的制定：可设为比可能被调用的最贵的机组的边际成本高25%。例：机组以保险费p出售数量qMW

其收益：在合同持续的每时段内收入pq电价π>s时，向消费者返还(π－s)·q；若所发电量为g<q，则支付额外惩罚pen·(q-g)可靠性合同有如下特征：由于高度灵活和不确定的收益由来自期权的稳定收益所取代，所以可靠性合同减少了边际发电机组所面临的风险。集中管理者能设定被拍卖的合同数量在一定的水平上，以达到预期的可靠性水平。发电容量缺乏引起的高电价期盈利减少，促使发电机组保持或提高机组的可用率。在高电价期由于发电不足，机组将面临惩罚以促使发电机尽量减少对不可靠机组的使用。消费者通过支付多于电能成本的费用，规避了高价的风险。直接面对容量付费和容量市场时用户的收益难以明确，而通过可靠性合同，用户实际上通过拍卖竞争得到了一份容量的保险。因为出清价格的设定显著高于电能的竞争价格，仅当系统容量不足时，期权才发挥作用，这样对正常电能市场的干扰可以降低到最小的程度。提高输电能力，有利于市场竞争，因此发电和输电的运行、规划应该协调、有计划地进行厂网分离是开放电力市场和确保公平竞争所必需的，合理的输电定价将成为整个系统高效运行的关键。输电投资机制输电投资商业化：节点边际电价结合金融输电权拍卖机制提供了一种输电投资商业化的理论框架，但一些理论与实践上的难题仍未解决；输电投资激励机制：输电网具有自然的垄断性，应当被管制，监管机构的一个重要职责就是建立激励机制从而鼓励高效的输电投资四输电系统的作用与性质输电存在的理由：输电是由于电网中的发电机和用户位置不同而存在，输电的机会随发电和用电间的差异而变化。输电的自然垄断性：因输电建设对环境有明显的影响，而且输电网具有规模效益，因此输电网被认为是自然垄断的。输电是资本密集型产业：高效安全地长距离输送电力需要大量昂贵的设备。尽管最常见的设备显然是架空线路，但变压器、开关和无功补偿设备的费用却都很高。为保证系统的安全，需要大量的保护和通讯设备以及一些采用尖端技术的控制中心。四输电系统的作用与性质输电设备的寿命很长：大多数输电设备设计时的期望寿命是20～40年，或者更长。这么长的时间很多事情都会变化。所以，根据错误预测建设的输电设施可能只有部分输电能力得到应用。输电投资是不可逆的：一旦输电设施建好，它就不可能再移动到另一个更有收益的地方。输电投资的灵活性差：制造商生产的输电设备只有几种标准的额定电压和容量（MVA）。因此，输电投资是间歇性、大规模进行的。在设备投运的早期，它的容量大多超过需求。越往后，它的利用强度可能越大，至少它会工作在预期的情况下。

在传统管制模式下，输电得到的收益足够回收成本，并有一定的投资回报率，这样使电网稳步发展。市场环境下，这种方法仍然有效，但必须回答两个重要的问题：

输电能力应该建多大？输电的建设费用如何在使用者中分摊？五基于成本的输电扩建1、传统模式下，输电设备投资的典型步骤：对输电能力需求进行预测；确定扩建方案，并提交给监管部门；监管部门审核，决定如何扩建；输电部门（使用来自一定渠道的资金，如贷款、股票或债券）进行建设；投入运行，开始通过收取使用费回收投资成本。2、确定输电能力使用者的角度：使用者支付的输电价格显然是输电能力的函数，如果输电能力过大，使用者就必然为不曾使用的输电能力多付费；如果输电能力太小，网络阻塞将减少电力交易机会，产生地区电价差。监管者的角度：理论上，监管者应该尽力使输电能力符合实际，过大或过小的输电能力都造成社会效益的损失。从经济观点看，输电能力偏大比偏小要更好一些，输电成本只占销售电价的10％左右，虽然过度输电投资的代价不小，但输电投资不足的潜在风险更高，因为即使输电能力的微小欠缺也会对上网电价产生很大的影响，而上网电价甚至可占到销售电价的60％以上。3、确定输电投资的回报负面：输电公司基于回报率得到成本补偿，这必然驱使他们夸大输电能力的需求，因为建越多的输电设施，他们合法地从输电网使用者手中得到的收入就越多；再者，监管部门难以有精力和专业的技术知识去评估输电公司提供的扩建规划合理与否。正面：输电公司基于回报率得到成本补偿，可以保障他们正常的经营，是符合参与者的利益的。该方法也确保可在一定程度上预测出输电的成本，但这不能保证输电能力的投资水平是经济上最优的。输配电价格的监管成本加成法（合理回报率监管）政府严格审核成本按社会正常的资本利润率核定利润价格上限法（最高回报率监管）政府规定一个上浮的幅度表示基准年价格

RPI表示下一年的零售物价指数

X表示预计的生产效率提高系数

1、输电价值的定量分析G2>1000MW时，输电的价格就是100￥/MWh，它也是用户是否使用此输电的临界点。从投资的角度来看，这条输电设施只有在平均输电成本低于100￥/MWh时才应该建设。G2<1000MW时，输电的价值就不再由本地的电价决定，而取决于用户对电力商品需求的欲望。从短期看，可能明显地高于100￥/MWh。从长期看，由于缺电将激励本地发电厂的建设，输电的垄断地位不能保持。

六基于价值的输电扩建两地区互联的例子，供给函数分别为：西源：πS＝80＋0.04PS￥/MWh

东荷：πD＝100＋0.08PD￥/MWh1）市场均衡的情况：πD

＝πS

＝140￥/MWh

供电量PS＝1500MW，PD=500MW

传输线潮流：1000MW，输电价值：02）线路传输能力500MW时：

PS＝1000MW，πS＝120￥/MWh

PD＝1000MW，πD＝180￥/MWh

传输线潮流：500MW，输电价值：60￥/MWh2、输电的需求函数用πT(F)

表示输电的需求函数，

πT(F)＝100＋0.08PD(F)－[80＋0.04

PS(F)]

＝20＋0.08PD(F)－0.04PS(F)￥/MWh

PS(F)＝DS＋F

PD(F)＝DD－F

所以，

πT(F)＝20＋0.08(DD－F)－0.04(DS＋F

)

＝120－0.12F￥/MWh

或，写为：

F＝1000－8.33πTMW输电设施所有者的收益

R(F)＝(120-0.12F)F输电能力为500MW时收益最大

3、输电的供给函数于是，LRMC为当l＝1000km，k

＝300￥/(MW-km-year)时，

cT

＝34.2￥/MWh

4、最优输电能力令πT＝cT，求得最优输电能力为

TOPT＝715MW

两个市场间节点电价的差值（60￥/MWh）称为输电能力用尽时的SRMC

F＝715MW时，则

SRMC＝34.2￥/MWh＝LRMC

完全可以得到足够的收益来支付线路的建设成本。

F>715MW时，则

SRMC<34.2￥/MWh＝LRMC

联络线的价值将低于成本，无法得到足够的收益来回收投资成本，换句话说，投资过度了。

F<715MW时，则运行点将左移。

SRMC>34.2￥/MWh＝LRMC

对输电设施所有者来说是好的，但从全局的角度来看，限制了交易机会。5、约束成本与投资间的均衡约束和非约束条件下成本的差值叫做约束成本两节点算例中无网络约束的成本：225000￥/h

输电能力715MW时的成本：229873.5￥/h

总输电成本是输电网建设成本和约束成本的和。随输电能力的提高，输电系统的建设成本上升，因输电对发电调度几乎没有制约而使约束成本下降。输电总成本的最优值出现在输电能力为715MW

时，与最优输电能力分析中得到的结论相一致。6、负荷波动的影响持续负荷曲线西源、东荷互联系统的负荷曲线简化成峰荷和非峰荷两种水平，峰荷持续3889h，非峰荷持续4871h。7、输电投资的回收

600MW的输电能力对两地区电力市场的影响（1）在非峰荷期，互联容量对两地区间的潮流没有制约。西源和东荷的机组分别发电1700/3和100/3MW，西源有1250/3MW电力将通过联络线输送到东荷。边际发电成本＝西源的电价＝东荷的电价＝103￥/MWh

因此，在非峰荷期，输电的短期边际价值为零，输电收益也为零。（2）在峰荷期，西源的机组只能发电1500MW，因为当地负荷是900MW，而输电能力限制为