發(fā)電廠經(jīng)濟(jì)運(yùn)行與管理-9課件

（九）發(fā)電企業(yè)投資效益分析主要內(nèi)容1抽水蓄能電站投資效益分析2核電站投資效益分析1抽水蓄能電站投資效益分析

抽水蓄能電站效益不體現(xiàn)在其本身的發(fā)電量上，而主要反映在電網(wǎng)和火電站其他電站的運(yùn)行效益之中，需要從全網(wǎng)的角度來分析、評(píng)價(jià)、核算抽水蓄能的經(jīng)濟(jì)效益。1.1抽水蓄能電站的靜態(tài)效益1.2抽水蓄能電站的動(dòng)態(tài)效益1.3抽水蓄能電站的綜合效率1.4抽水蓄能電站經(jīng)濟(jì)效益1.5抽水蓄能電站投資比較1.1抽水蓄能電站的靜態(tài)效益

抽水蓄能電站在電網(wǎng)中由削峰填谷作用而產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益，稱為靜態(tài)效益。包括以下幾類：1.1.1容量效益1.1.2投資效益1.1.3能量轉(zhuǎn)換效益1.1.4節(jié)煤效益1.1.1容量效益抽水蓄能電站在電網(wǎng)負(fù)荷高峰時(shí)段，可以作為水電站發(fā)電，擔(dān)負(fù)電網(wǎng)尖峰容量。在用電低谷時(shí)段，則可作為電網(wǎng)用戶，吸收低谷電量抽水蓄能，減少負(fù)荷峰谷差。抽水蓄能電站可減少火電機(jī)組的日出力變幅，使其在高效區(qū)運(yùn)行，增加發(fā)電量，并使核電和大型火電機(jī)組穩(wěn)定、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。1.1.1容量效益實(shí)例（1）

以300MW機(jī)組為例，300MW等級(jí)火電機(jī)組調(diào)峰運(yùn)行，煤耗增加較大。若銘牌出力為300MW的燃煤火電站參與調(diào)峰，以200MW的負(fù)荷運(yùn)行，煤耗將增加15~20g/kWh。若按低谷運(yùn)行7h/d，一個(gè)月增加費(fèi)用約193.2萬元。而用抽水蓄能電廠進(jìn)行不增加任何額外費(fèi)用。實(shí)例（2）

300MW等級(jí)火電機(jī)組，若啟停調(diào)峰運(yùn)行，每啟動(dòng)一次，啟動(dòng)費(fèi)用約為100萬元左右，且啟動(dòng)時(shí)間長(zhǎng)（熱態(tài)啟動(dòng)耗時(shí)1~2h、溫態(tài)啟動(dòng)約4h、冷態(tài)啟動(dòng)8~10h），每次啟動(dòng)機(jī)組壽命損耗約0.01%。而如果用抽水蓄能電廠的“黑啟動(dòng)”提供電網(wǎng)啟動(dòng)電源，最多需要3min。1.1.2投資效益

抽水蓄能電站一般無防洪、灌溉、航運(yùn)等綜合利用要求，建設(shè)成本低，建設(shè)周期比常規(guī)水電站要短，運(yùn)行費(fèi)用比火電站要低。在電網(wǎng)中缺少調(diào)峰電源時(shí)，建設(shè)抽水蓄能電站可減少火電或其他類型電源的裝機(jī)容量，改變能源結(jié)構(gòu)，減少總的電力建設(shè)投資。1.1.2投資效益實(shí)例

1997年我國(guó)臺(tái)灣地區(qū)電力系統(tǒng)總裝機(jī)容量25735MW，其中抽水蓄能電站的比例占10%，為2602MW。單位電量發(fā)電變動(dòng)成本（以新臺(tái)幣計(jì)）為：燃煤機(jī)組0.55元/kWh，燃油機(jī)組1.1元/kWh，聯(lián)合循環(huán)機(jī)組1.5元/kWh，天然氣單循環(huán)機(jī)組1元/kWh，汽輪機(jī)3.5~5元/kWh。高峰電價(jià)為低谷電價(jià)的9倍多。抽水蓄能機(jī)組利用低谷時(shí)較便宜的剩余電量抽水蓄能，并轉(zhuǎn)化成高峰電量，替代成本較高的燃?xì)鈾C(jī)組和汽輪機(jī)組發(fā)電，從而降低了系統(tǒng)發(fā)電綜合成本。1.1.3能量轉(zhuǎn)換效益抽水蓄能電站通過能量轉(zhuǎn)換，將成本低的低谷電能轉(zhuǎn)換為價(jià)值高的峰荷電能。1.1.4節(jié)煤效益抽水蓄能機(jī)組的投入，使電網(wǎng)負(fù)荷分配得到調(diào)整，火電盡量擔(dān)負(fù)基荷和腰荷，從而使火電總平均煤耗下降。1.2抽水蓄能電站的動(dòng)態(tài)效益抽水蓄能電站具有調(diào)峰、調(diào)頻和調(diào)相等作用，還可承擔(dān)緊急事故備用，保證電網(wǎng)安全、穩(wěn)定運(yùn)行。這些動(dòng)態(tài)效益高于其靜態(tài)效益，主要包括：1.2.1調(diào)峰效益1.2.2調(diào)頻效益1.2.3負(fù)荷跟隨效益1.2.4旋轉(zhuǎn)備用（事故備用）效益1.2.5調(diào)相效益1.2.1調(diào)峰效益抽水蓄能機(jī)組結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，控制方便，可以隨需要增加功率或減少功率，因而可以有效地減輕火電機(jī)組（包括燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)組）的調(diào)峰負(fù)擔(dān)。實(shí)例

天荒坪抽水蓄能電站在電網(wǎng)低谷時(shí)利用低谷電價(jià)0.21元/kWh抽水，全年抽水耗電量42.86億kWh，高峰時(shí)段以0.7元/kWh的電價(jià)為華東電網(wǎng)頂峰發(fā)電，年售電31.6萬kWh，一進(jìn)一出，全年增值13.12億元。1.2.2調(diào)頻效益抽水蓄能機(jī)組調(diào)節(jié)靈活，出力變化可以從0到100%，可以快速啟動(dòng)，隨時(shí)增荷或減荷，起到調(diào)整頻率的作用，有助于保持頻率并提高電網(wǎng)的穩(wěn)定性。1.2.3負(fù)荷跟隨效益電網(wǎng)負(fù)荷總是在不斷變化，當(dāng)負(fù)荷急劇變化時(shí)，抽水蓄能機(jī)組與火電或其他類型機(jī)組相比，其負(fù)荷跟隨很快，爬坡能力較強(qiáng)。1.2.4旋轉(zhuǎn)備用（事故備用）效益抽水蓄能電站能夠快速啟動(dòng)機(jī)組，迅速轉(zhuǎn)換工況，宜于擔(dān)任短時(shí)間的事故備用。在發(fā)電工況下可利用抽水蓄能電站運(yùn)行中的空閑容量，短時(shí)間內(nèi)加大出力。在停機(jī)狀態(tài)下，亦可緊急啟動(dòng)，從而達(dá)到短時(shí)應(yīng)急事故備用的目的。在水泵工況下，可停止抽水，快速切至發(fā)電工況。1.2.4旋轉(zhuǎn)備用（事故備用）效益實(shí)例

英國(guó)和法國(guó)間通過兩條額定容量為100MW的直流輸電線路連接，聯(lián)網(wǎng)后雖可互為備用，但也使最大甩負(fù)荷風(fēng)險(xiǎn)由660MW增加到1000MW,備用容量也要相應(yīng)增加。蒂諾威客抽水蓄能電站（1800MW）設(shè)計(jì)時(shí)考慮能在10s內(nèi)發(fā)出1320MW出力，以適應(yīng)緊急事故備用的需要。廣州抽水蓄能電站投產(chǎn)后，在電網(wǎng)中發(fā)揮了緊急事故備用作用。1994年5月~1996年年底期間，在核電機(jī)組跳機(jī)、火電機(jī)組甩負(fù)荷和西電解列等66次事故中，由于廣州抽水蓄能電站迅速投入，防止了事故的擴(kuò)大，幫助電網(wǎng)及時(shí)恢復(fù)正常供電。十三陵抽水蓄能電站投產(chǎn)以來，對(duì)京津唐電網(wǎng)的安全、穩(wěn)定運(yùn)行起到了關(guān)鍵作用。尤其是1999年3月，因連續(xù)十多天的大霧陰雨天氣使供電線路不斷出現(xiàn)電網(wǎng)污閃、線路閃絡(luò)掉閘等事故，在此期間十三陵蓄能電廠均能作出快速反應(yīng)，6天內(nèi)共開機(jī)48次，緊急啟動(dòng)成功率100%，避免了事故造成的損失。1.2.5調(diào)相效益抽水蓄能機(jī)組不但在空閑時(shí)可供調(diào)相用，在發(fā)電和抽水時(shí)也可調(diào)相，既可以發(fā)出無功功率提高電力系統(tǒng)電壓，也可以吸收無功功率、降低電力系統(tǒng)電壓，尤其是在抽水工況調(diào)相時(shí)，經(jīng)常進(jìn)相吸收無功功率，有時(shí)進(jìn)相很深，持續(xù)時(shí)間很長(zhǎng)，這種情況是其他發(fā)電機(jī)組不能做到的，只有抽水蓄能機(jī)組才能做到。另外，抽水蓄能機(jī)組在調(diào)相運(yùn)行完成后可以快速地轉(zhuǎn)為發(fā)電或抽水。1.3抽水蓄能電站的綜合效率抽水蓄能電站在一個(gè)循環(huán)運(yùn)行過程中，發(fā)電工況下輸水系統(tǒng)、水輪機(jī)、發(fā)電機(jī)和主變壓器工作效率的乘積與抽水工況下主變壓器、電動(dòng)機(jī)、水泵和輸水系統(tǒng)工作效率乘積的比值，稱為抽水電站的綜合效率。這是衡量其技術(shù)經(jīng)濟(jì)特性的重要指標(biāo)。對(duì)于已運(yùn)行的抽水蓄能電站，常用所發(fā)電量與抽水耗電量之比來表示其綜合效率。抽水電站的綜合效率一般為67%~75%，大型抽水電站大多在70%以上，條件優(yōu)越的抽水蓄能電站可達(dá)78%。1.4抽水蓄能電站經(jīng)濟(jì)效益實(shí)例分析1.4.1潘家口混合式抽水蓄能電站1.4.2廣州抽水蓄能電站1.4.3十三陵抽水蓄能電站1.4.4天荒坪抽水蓄能電站1.4.1潘家口混合式抽水蓄能電站1.4.1潘家口混合式抽水蓄能電站華北電網(wǎng)以火電為主，電網(wǎng)調(diào)峰十分困難，不得不采取開停高溫高壓機(jī)組調(diào)峰或采用拉閘限電等手段，使電網(wǎng)的安全、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行受到很大影響。為了解決這一問題，在潘家口水電站安裝了3臺(tái)90MW的抽水蓄能機(jī)組，于1989年底安裝完畢投入運(yùn)行。投產(chǎn)以來，可使電網(wǎng)減少270MW的火電裝機(jī)容量，另有1530MW的火電機(jī)組由腰荷轉(zhuǎn)入基荷運(yùn)行，并為電網(wǎng)節(jié)約燃料費(fèi)。此外還可減少火電調(diào)峰機(jī)組的開停機(jī)次數(shù)，延長(zhǎng)設(shè)備的壽命，提高電網(wǎng)的頻率合格率，保證電網(wǎng)、機(jī)組及用電設(shè)備的安全，提高工業(yè)產(chǎn)品的質(zhì)量。另外，蓄能機(jī)組還有開、停機(jī)方便，不與別的部門爭(zhēng)用燃料，不對(duì)環(huán)境造成污染等優(yōu)點(diǎn)。1.4.2廣州抽水蓄能電站1.4.2廣州抽水蓄能電站廣州抽水蓄能電站是我國(guó)第一座高水頭、大容量抽水蓄能電站，一期裝機(jī)容量120萬kW。從1993年6月第一臺(tái)機(jī)組投入運(yùn)行以來，為廣東電網(wǎng)和香港中華電力公司電網(wǎng)調(diào)峰、填谷、調(diào)頻、調(diào)相，與核電配合運(yùn)行，并承擔(dān)緊急事故備用，發(fā)揮了應(yīng)有的作用。廣州抽水蓄能電站的投入使核電站多發(fā)基荷電，實(shí)現(xiàn)不調(diào)峰穩(wěn)定運(yùn)行。因廣州抽水蓄能電站和大亞灣核電站都是向廣東和香港電網(wǎng)供電，由于廣州抽水蓄能電站的調(diào)節(jié)作用，大亞灣核電站從未用作調(diào)峰，實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定運(yùn)行，不但滿載，而且可以超載運(yùn)行。1.4.2廣州抽水蓄能電站廣州抽水蓄能電站的可逆式機(jī)組能快速啟動(dòng)，在各種運(yùn)行工況之間迅速轉(zhuǎn)換，及時(shí)起到事故備用容量的作用，對(duì)防止電網(wǎng)事故擴(kuò)大、恢復(fù)正常供電起著顯著作用。廣州抽水蓄能電站的可逆式機(jī)組無論在發(fā)電工況還是在抽水工況下運(yùn)行都能進(jìn)行調(diào)相，既可發(fā)出無功功率提高電力系統(tǒng)電壓，又可吸收無功功率降低電力系統(tǒng)電壓。尤其是在抽水工況調(diào)相時(shí)，經(jīng)常進(jìn)相吸收無功功率，有時(shí)進(jìn)相很深，持續(xù)時(shí)間很長(zhǎng)，這種作用，核電、火電做不到，常規(guī)水電也難以做到。1.4.2廣州抽水蓄能電站由于抽水蓄能機(jī)組既可作為電源又可作為負(fù)荷，運(yùn)行十分靈活，調(diào)度方便簡(jiǎn)易，核電機(jī)組和火電機(jī)組調(diào)試期間的甩負(fù)荷試驗(yàn)、滿負(fù)荷振動(dòng)試驗(yàn)，均需蓄能機(jī)組配合。廣州抽水蓄能電站運(yùn)行初期以電量作為經(jīng)營(yíng)的唯一指標(biāo)，出現(xiàn)了虧損局面。1995年下半年改為按容量租賃給電網(wǎng)，租賃制實(shí)施后，電力系統(tǒng)可完全按照自己的意圖調(diào)度廣州抽水蓄能電站各臺(tái)機(jī)組，核電穩(wěn)發(fā)滿發(fā)得到進(jìn)一步保障。廣州抽水蓄能電站聯(lián)營(yíng)公司也具備了財(cái)務(wù)生存和還貸能力，在扣除成本、稅金和還貸款后，還有利潤(rùn)，并以此滾動(dòng)擴(kuò)建了廣州抽水蓄能電站二期。一、二期電站共裝機(jī)2400MW，成為世界上最大的抽水蓄能電站。1.4.3十三陵抽水蓄能電站1.4.3十三陵抽水蓄能電站十三陵抽水蓄能電站自第一臺(tái)機(jī)組投產(chǎn)以來，已將近6年。其運(yùn)行方式是作為京津唐電網(wǎng)的第一調(diào)頻電廠，在保證電網(wǎng)頻率穩(wěn)定的前提下，為電網(wǎng)提供調(diào)峰填谷和緊急事故備用容量。十三陵抽水蓄能電站的投產(chǎn)運(yùn)行，緩解了電網(wǎng)的調(diào)峰緊張狀況，改善了燃煤火電機(jī)組的運(yùn)行條件，為電網(wǎng)節(jié)約了固定運(yùn)行費(fèi)和燃料費(fèi)用。據(jù)初步估算，每年可為電網(wǎng)節(jié)約運(yùn)行費(fèi)4000萬元。另外由于抽水蓄能電站的投入，每年可節(jié)省大量的燃料費(fèi)。當(dāng)電網(wǎng)發(fā)生故障和負(fù)荷快速增長(zhǎng)時(shí)，抽水蓄能機(jī)組可緊急啟動(dòng)、快速響應(yīng)，因而十三陵抽水蓄能電站給電網(wǎng)帶來的經(jīng)濟(jì)效益是比較可觀的，除電量轉(zhuǎn)換效益外，還給電網(wǎng)帶來了調(diào)頻、調(diào)峰填谷、旋轉(zhuǎn)備用等效益。1.4.3十三陵抽水蓄能電站十三陵抽水蓄能電站的經(jīng)營(yíng)方式采用了電網(wǎng)統(tǒng)一核算方式，即由電網(wǎng)統(tǒng)一支付其成本、利潤(rùn)、稅金，并負(fù)責(zé)還本付息，電站僅負(fù)責(zé)按電網(wǎng)的調(diào)度要求運(yùn)行。在實(shí)施中，首先由電網(wǎng)財(cái)務(wù)部門采用現(xiàn)行財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)方法，按來電加工方式核算電站的還貸上網(wǎng)電價(jià)，經(jīng)用電地區(qū)物價(jià)部門批準(zhǔn)并平攤加價(jià)到用戶。初步核算，平攤加價(jià)到北京地區(qū)用戶的電價(jià)約0.03元/kWh。這一情況對(duì)電站的運(yùn)行相當(dāng)有利，對(duì)用戶壓力也不大。1.4.4天荒坪抽水蓄能電站

1.4.4天荒坪抽水蓄能電站天荒坪抽水蓄能電站自首臺(tái)機(jī)組投產(chǎn)以來，已有3年多時(shí)間。它作為華東電網(wǎng)的主要調(diào)峰電源，由上海市和江蘇、浙江、安徽三省分配容量運(yùn)用，并保證秦山一期核電站安全、穩(wěn)定運(yùn)行。由于華東電網(wǎng)存在高峰電力短缺的狀況，天荒坪用于減少高峰限電所產(chǎn)生的靜態(tài)效益十分顯著。另外，還可承擔(dān)負(fù)荷調(diào)整和滿足日負(fù)荷曲線陡坡部分的變化要求，快速啟動(dòng)，增減負(fù)荷，彌補(bǔ)火電機(jī)組的不足，節(jié)約燃油消耗，減少運(yùn)行費(fèi)用。由于其工況轉(zhuǎn)換迅速，承擔(dān)系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用，可減少全網(wǎng)火電機(jī)組壓力，為緩解事故起到重要作用。除此以外，天荒坪抽水蓄能電站還可為系統(tǒng)提供很好地調(diào)頻、調(diào)壓手段，具備特有的黑啟動(dòng)能力，可以在電網(wǎng)瓦解全部停電的情況下，幫助系統(tǒng)恢復(fù)電力供應(yīng)。 1.4.4天荒坪抽水蓄能電站天荒坪抽水蓄能電站實(shí)行兩部制電價(jià)，經(jīng)國(guó)家批準(zhǔn)，容量電價(jià)為每年470元/kW，電量電價(jià)為每年0.264元/kWh。在這種情況下，天荒坪電站能維持還本付息并略有盈余，但電網(wǎng)由于建設(shè)天荒坪抽水蓄能電站，需相應(yīng)提高銷售電價(jià)。1.5抽水蓄能電站投資比較1.5.1投資估算1.5.2各部分在總投資中的比重1.5.1投資估算（1）建設(shè)成本

我國(guó)在負(fù)荷中心地區(qū)有眾多的可建抽水蓄能電站的電源點(diǎn)。在沿海地區(qū)，這些項(xiàng)目的單位造價(jià)一般在3000元/kW左右，大多不超過3500/kW，而在這些地區(qū)常規(guī)火電的單位造價(jià)要超過4500元/kW。若考慮環(huán)保要求，將超過6000元/kW。抽水蓄能電站具有建設(shè)成本低的優(yōu)勢(shì)。（2）建設(shè)工期據(jù)有關(guān)統(tǒng)計(jì)，百萬千瓦級(jí)抽水蓄能電站的建設(shè)工期一般在5~7年間，發(fā)電工期一般需4年左右。比同等規(guī)模水電站的建設(shè)工期短。（3）資本金

在華東地區(qū)，一個(gè)百萬級(jí)的抽水蓄能電站總投資在50億元左右，按20%的資本金要求，資本金需求量為10億元，按4年投入，每年需要建設(shè)項(xiàng)目資本金2億~3億元。如果聯(lián)合開發(fā)，合作各方需要投入的所需資本金還要少。1.5.2各部分在總投資中的比重建筑工程的投資約占總投資的20%左右(其中上水庫(kù)工程和輸水工程約占50%左右)；機(jī)電設(shè)備及安裝工程（含金屬結(jié)構(gòu)設(shè)備及安裝工程）的投資約占總投資的50%左右；臨時(shí)工程的投資占總投資的比例不到10%；水庫(kù)淹沒處理補(bǔ)償投資占總投資的比例不足1%；其他投資約占總投資的10%~20%。2核電站投資效益分析

2.1我國(guó)現(xiàn)有核電站造價(jià)構(gòu)成及水平分析2.2國(guó)產(chǎn)化百萬千瓦級(jí)核電站造價(jià)水平預(yù)測(cè)2.3國(guó)產(chǎn)化百萬千瓦級(jí)核電電價(jià)預(yù)測(cè)2.4提高核電經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)力的措施2.1我國(guó)現(xiàn)有核電站造價(jià)構(gòu)成及水平分析2.1.1核電工程造價(jià)組成2.1.2核電機(jī)組投資總額及造價(jià)2.1.1核電工程造價(jià)組成核電站的造價(jià)分為基礎(chǔ)價(jià)（靜態(tài)投資）、固定價(jià)（靜態(tài)+價(jià)差）和建成價(jià)（動(dòng)態(tài)投資）建成價(jià)是固定價(jià)與建設(shè)利息之和。核電站的建成價(jià)一直是投資者極為關(guān)心和重視的問題，融資成本高、工期拖長(zhǎng)，必然造成核電站建成價(jià)的增加。建成價(jià)的高低直接影響發(fā)電成本的大小、電價(jià)水平的高低及電廠的經(jīng)濟(jì)效益。核電工程造價(jià)組成（基礎(chǔ)價(jià)）見下圖：（下圖為國(guó)產(chǎn)化率70%時(shí)的各項(xiàng)比例）補(bǔ)充定義靜態(tài)投資：一般把建筑安裝工程費(fèi)，設(shè)備、工器具費(fèi)用，其他費(fèi)用和預(yù)備費(fèi)之和，作為靜態(tài)投資。也即指編制預(yù)期造價(jià)（估算、概算、預(yù)算造價(jià)總稱）時(shí)以某一基準(zhǔn)年、月的建設(shè)要素的單價(jià)為依據(jù)所計(jì)算出的造價(jià)瞬時(shí)值，包括了因工程量誤差而可能引起的造價(jià)增加，不包括嗣后年月因價(jià)格上漲等風(fēng)險(xiǎn)因素增加的投資，以及因時(shí)間遷移而發(fā)生的投資利息支出。動(dòng)態(tài)投資：是指完成一個(gè)建設(shè)項(xiàng)目所預(yù)計(jì)所需投資的總和，包括靜態(tài)投資，價(jià)格上漲等風(fēng)險(xiǎn)因素而需要增加的投資以及預(yù)計(jì)所需的利息支出。2.1.1核電工程造價(jià)組成2.1.2核電機(jī)組投資總額及造價(jià)我國(guó)現(xiàn)有核電機(jī)組造價(jià)及上網(wǎng)電價(jià)2.1.2核電機(jī)組投資總額及造價(jià)從我國(guó)現(xiàn)有核電機(jī)組的投資總額及造價(jià)來看，單位千瓦核電建成價(jià)為火電的3~4倍，而設(shè)備購(gòu)置費(fèi)占造價(jià)的50%。可見，為了增強(qiáng)核電在不同電源中的競(jìng)爭(zhēng)力，必須設(shè)法降低核電工程造價(jià)。現(xiàn)階段降低造價(jià)的關(guān)鍵在于提高設(shè)備的國(guó)產(chǎn)化率。我國(guó)現(xiàn)有核電機(jī)組造價(jià)及上網(wǎng)電價(jià)2.2國(guó)產(chǎn)化百萬千瓦級(jí)核電站造價(jià)水平預(yù)測(cè)（1）預(yù)測(cè)國(guó)產(chǎn)百萬千瓦核電站造價(jià)基礎(chǔ)價(jià)分項(xiàng)費(fèi)用見下表：定義補(bǔ)充BOP即BalanceOfPlant，是指核電站，除了反應(yīng)堆芯（中國(guó)人稱為核島），水循環(huán)輔助動(dòng)力系統(tǒng)，一回路系統(tǒng)，二回路系統(tǒng)，換熱器，蒸發(fā)器，操縱組件以及其他環(huán)繞系統(tǒng)（中國(guó)人稱為常規(guī)島）這兩個(gè)之外的部分，即BOP。BOP按照術(shù)語的解釋為，輔助系統(tǒng)

就是除了上面部分，包括氣輪機(jī)，發(fā)電機(jī)，控制室，三回路冷卻系統(tǒng)，外部蒸發(fā)器，以及其他的輔助系統(tǒng)的總稱。2.2國(guó)產(chǎn)化百萬千瓦級(jí)核電站造價(jià)水平預(yù)測(cè)（1）預(yù)測(cè)國(guó)產(chǎn)百萬千瓦核電站造價(jià)預(yù)測(cè)結(jié)果：基礎(chǔ)價(jià)加上“價(jià)差預(yù)備費(fèi)”，再加上“建設(shè)期貸款利息”后，建成價(jià)為266840萬美元，單位千瓦建成價(jià)為1334美元。2.2國(guó)產(chǎn)化百萬千瓦級(jí)核電站造價(jià)水平預(yù)測(cè)（2）核電與幾種不同電能的發(fā)電工程造價(jià)對(duì)比幾種發(fā)電工程單位千瓦造價(jià)單位（元/美元）補(bǔ)充：FGD煙氣脫硫技術(shù)SNCR/SCR煙氣脫硝的技術(shù)選擇性催化還原法（SCR）非選擇性催化還原法（SNCR）參照國(guó)產(chǎn)百萬千瓦級(jí)核電站，建成價(jià)（動(dòng)態(tài)投資）為2214773萬元，合26.6840億美元；單位建成投資11074元/kW，合1334美元/kW來考慮，并依據(jù)上述核電電價(jià)計(jì)算邊界條件，在10%的資本金內(nèi)部收益率條件下，反測(cè)算的國(guó)產(chǎn)百萬千瓦等級(jí)核電站的不含稅電價(jià)為0.3098元/kWh，含稅電價(jià)為0.3617元/kWh2.3國(guó)產(chǎn)化百萬千瓦級(jí)核電電價(jià)預(yù)測(cè)核電工程發(fā)電成本組成2.4提高核電經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)力的措施2.4.1降低工程造價(jià)措施2.4.2降低上網(wǎng)電價(jià)措施2.4.1降低工程造價(jià)措施（1）自主化、本地化。包括設(shè)計(jì)自主化、制造本地化、核電站建造自主化和運(yùn)營(yíng)自主化等，如果將70%國(guó)產(chǎn)化率提高到80%，則測(cè)算出的建成價(jià)可由1334美元/kW降為1308美元/kW。（2）發(fā)揮規(guī)模效應(yīng)。隨著單機(jī)容量加大，工程造價(jià)（包括總造價(jià)和單位造價(jià)）