董陽偉，王 璞，胡宏剛

（1.國網(wǎng)新源控股有限公司技術中心，北京市 100161；2.國家電網(wǎng)有限公司，北京市 100031）

0 引言

自抽水蓄能電站在我國投入運行以來，眾多文獻[1，2]資料都對抽水蓄能電站的作用、特點和運行方式進行了詳細解讀，其在電網(wǎng)中的作用越來越明顯。對于抽水蓄能電站的經(jīng)濟效益文獻[3，4]結合電網(wǎng)中其他電源的容量配置有了詳細的分析，對于抽水蓄能電站建設具有一定指導意義。

國家發(fā)展改革委《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號）就抽水蓄能電站價格機制、費用回收方式等問題進行了要求，為今后抽水蓄能電站建設和運行提供了法律依據(jù)。這就要求各項目單位在抽水蓄能電站建設和運行時，綜合考慮和研究電站建設成本、運行成本以及運營效益，以期充分發(fā)揮抽水蓄能電站的作用。

上述通知明確電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價。兩部制電價中，容量電價主要體現(xiàn)抽水蓄能電站提供備用、調(diào)頻、調(diào)相和黑啟動等輔助服務價值，按照彌補抽水蓄能電站固定成本及準許收益的原則核定。電量電價主要體現(xiàn)抽水蓄能電站通過抽發(fā)電量實現(xiàn)的調(diào)峰填谷效益。主要彌補抽水蓄能電站抽發(fā)電損耗等變動成本。發(fā)電電量電價水平按當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價執(zhí)行。抽水電量電價按燃煤機組標桿上網(wǎng)電價的75%執(zhí)行。

為下一步落實抽水蓄能電站實行兩部制電價的總體要求，研究分析電量電價對抽水蓄能電站運營效益的影響，為各電站實現(xiàn)經(jīng)濟效益的實現(xiàn)提供理論支持。

1 抽水蓄能電站運營效益構成因素說明

1.1 抽水蓄能電站的收入

根據(jù)國家發(fā)展改革委《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號）文件規(guī)定，電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價。抽水蓄能電站年度主營業(yè)務收入主要分為兩部分，一部分是年度容量電價收入R1，另一部分是年度電量電價收入R2。

電站年度主營業(yè)務收入R=年度容量電價收入R1+年度電量電價收入R2

（1）容量電價收入分析。

年度容量電價收入R1=電站可用裝機容量×容量電價P1

根據(jù)發(fā)改價格〔2014〕1763號文件精神，年度容量電價收入R1按照彌補抽水蓄能電站固定成本及準許收益的原則核定，容量電價P1的高低主要與電站建設成本、準許收益率[按無風險收益率（長期國債利率）加1%～3%的風險收益率核定]有關。容量電價P1對抽水蓄能電站運行效益的影響在另一課題中研究，容量電價收入R1在此不再贅述。由于電站建設成本、發(fā)改委批復電站投產(chǎn)運行后的容量電價時當期無風險收益率和風險收益率是固定的，所以在本文中可將電站年度容量電價收入R1按照固定值進入分析。

因此，要想抽水蓄能電站年度主營業(yè)務收入R最大，則要努力使年度電量電價收入R2最大。

（2）電量電價收入分析。

根據(jù)發(fā)改價格〔2014〕1763號文件精神，年度電量電價收入R2主要體現(xiàn)抽水蓄能電站通過抽發(fā)電量實現(xiàn)的調(diào)峰填谷效益，主要彌補抽水蓄能電站抽發(fā)電損耗等變動成本。在兩部制電價中：

年度電量電價收入R2=年度發(fā)電電量×上網(wǎng)電價P上網(wǎng)-年度抽水電量×抽水電價P抽水

目前，電力市場并未形成。發(fā)改委文件規(guī)定：電價水平按當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價執(zhí)行，這表明上網(wǎng)電價P上網(wǎng)為當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價，在一定時期為一個固定值，它隨發(fā)改委公布的各地燃煤機組標桿上網(wǎng)電價的變動而變動；“電網(wǎng)企業(yè)向抽水蓄能電站提供的抽水電量，電價按燃煤機組標桿上網(wǎng)電價的75%執(zhí)行”，這表明抽水電價P抽水為當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價的75%，也在一定時期是固定值，并隨發(fā)改委文件調(diào)整而調(diào)整。由此可見，年度電量電價收入R2可簡化為：

年度電量電價收入R2=年度發(fā)電電量×燃煤機組標桿上網(wǎng)電價-年度抽水電量×燃煤機組標桿上網(wǎng)電價×0.75

依據(jù)以上公式，進行簡單數(shù)理計算可知：

年度發(fā)電電量/年度抽水電量=75%，R2=0；

年度發(fā)電電量/年度抽水電量＜75%，R2＜0；

年度發(fā)電電量/年度抽水電量＞75%，R2＞0。

年度發(fā)電電量/年度抽水電量即為抽水蓄能電站綜合效率η，理論和實際上，抽水蓄能電站的綜合效率η＜1。按照當前發(fā)改委文件明確的兩部制電價機制，若抽水蓄能電站的綜合效率η＞75%，則兩部制電價中電量電價部分收益為正數(shù)，抽水蓄能電站的綜合效率η＜75%，則兩部制電價中電量電價部分收益為負數(shù)。

1.2 抽水蓄能電站的支出

根據(jù)國網(wǎng)新源公司會計核算辦法，抽水蓄能電站主營業(yè)務成本為：

電站年度主營業(yè)務成本C=購電成本C1+（水費+折舊+工資+社會保險費用+材料費+委托運行維護費+修理費+低值易耗品攤銷+財產(chǎn)保險費+研究開發(fā)費+其他費用）C2

影響電站營業(yè)成本最大的因素“購電成本”C1（年度抽水電量×燃煤機組標桿上網(wǎng)電價×0.75），已在1.1抽水蓄能電站電量電價收入R2中分析。剩余“水費+折舊+工資+社會保險費用+材料費+委托運行維護費+修理費+低值易耗品攤銷+財產(chǎn)保險費+研究開發(fā)費+其他費用”C2中部分項目費用與機組的運行狀況正相關，如材料費、修理費等。但抽水蓄能電站的使用狀況對材料費和修理費的影響不大，且其費用占年度電站總營業(yè)成本的比例很小，在此可以忽略不計。目前，國網(wǎng)新源公司正在推行抽水蓄能電站標準成本，C2可簡化為按電站裝機容量乘以標準成本核定。電站裝機建成后為固定值，則C2也可視為一個定數(shù)。

1.3 抽水蓄能電站的效益

不考慮非主營業(yè)務收入和成本，抽水蓄能電站的效益公式可簡化為：

電站年度運營效益V=電站年度主營業(yè)務收入R-電站年度主營業(yè)務成本C=（電站可用裝機容量×容量電價+年度發(fā)電電量×標桿上網(wǎng)電價-年度抽水電量×標桿上網(wǎng)電價×0.75）-（水費+折舊+工資+社會保險費用+材料費+委托運行維護費+修理費+低值易耗品攤銷+財產(chǎn)保險費+研究開發(fā)費+其他費用）=R1+R2-C2

綜合以上分析可知：R1和C2可視為固定值，要使V最大，則就是要使R2最大。關于R2，可以得出以下兩個結論：

（1）若R2→max，則年度發(fā)電電量/年度抽水電量→max；

（2）當年度發(fā)電電量/年度抽水電量＞75%，要R2→max，則應盡量提高電站年度發(fā)電電量，簡單地說也就是提高抽水電站使用率，多調(diào)用、多發(fā)電。

2 電量電價對抽水蓄能電站運營效益影響的綜合分析

同一區(qū)域（或省域）內(nèi)，各抽水蓄能電站的當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價相同，在不考慮電站容量收益（即電站可用裝機容量×容量電價）的前提下，結合上述公式來看電站要實現(xiàn)一定收益，一是應盡可能降低各項成本；二是提高抽水蓄能機組綜合效率（抽蓄機組綜合效率=發(fā)電方向發(fā)電量÷抽水方向抽水電量×100%），即保證統(tǒng)計年度發(fā)電量與統(tǒng)計年度抽水電量的比值大于0.75；三是電站向電網(wǎng)爭取合理的標桿上網(wǎng)電價。下面就如何提高抽蓄機組綜合效率以及電量電價如何影響電站效益進行分析。

2.1 抽水蓄能機組綜合效率提高策略研究

（1）提高機組發(fā)電效率的運行策略。

抽水蓄能機組AGC系統(tǒng)的應用是實現(xiàn)抽水蓄能機組發(fā)電工況最優(yōu)經(jīng)濟運行的主要技術手段。

抽水蓄能電站每天吸收與輸出功率的過程是電網(wǎng)日負荷圖的組成部分，其日負荷圖通常由上級電網(wǎng)調(diào)度中心給定。對于抽水蓄能電站而言，水資源相當寶貴，因為上水庫的水是通過消耗電能抽上去的，因此抽水蓄能機組AGC系統(tǒng)的設計思路和有功負荷在各臺機組間的分配策略為：根據(jù)電站當前機組段水頭、合理避開水輪機汽蝕振動區(qū)要求，使加入成組控制機組總效率最高（即發(fā)電工況下當電站負荷給定之后要求電站運行機組總耗水量為最?。5]。

上述控制策略實現(xiàn)的數(shù)學模型為：無論同時開機運行發(fā)電的機組組合方案如何，只要承擔系統(tǒng)給定負荷相同，某一時刻在各種不同的組合方案Z1，Z2，…，Zn中，若組合方案ZK能使電站機組發(fā)電總工作流量最小，ZK即為最優(yōu)組合方案。

運行機組組合方案可以用下式表示：

約束條件：N1i≤Ni（t）≤N2i，N3i≤Ni（t）≤N0i

式中N（t）——某時刻t時給定電站總負荷；

Q（t）——某時刻t時電站總引用流量；

Ni（t）——某時刻t時i號機所帶負荷；

H（t）——某時刻t時電站水頭；

N1i，N0i——分別為i號機的最大和最小技術出力；

N2i，N3i—— 分別為i號機的氣蝕、振動區(qū)的上、下限出力；

Qr——電站設計過水流量；

Hmax、Hmin——電站最大、最小水頭。

（2）抽水工況下機組運行要求。

實際運行中抽水工況情況下，在上、下水庫水位差一定時，水泵的揚程、抽水流量、吸收功率具有一定的單值關系。水泵水輪機機組效率特性顯示水泵的效率隨著揚程增大而單調(diào)下降，而水泵揚程在一定范圍內(nèi)可以通過上、下水庫水位來控制，使水泵運行于高效率區(qū)，即每臺水泵單位耗電的抽水量最大。因此，在電站上下庫水位、容積變化和水量平衡關系等條件的允許范圍內(nèi)，應當盡量使上、下水庫水位差維持一定范圍，在該范圍水泵在高效率區(qū)運行。在此基礎上，根據(jù)給定的期望吸收功率確定最合適的運行機組臺數(shù)。

2.2 電量電價對抽水蓄能電站運營效益的影響分析

本次研究選取遼寧蒲石河、河北張河灣、山東泰山和江蘇宜興4個抽水蓄能電站為研究樣本，測算分析電價電量對抽水蓄能電站效益產(chǎn)生的影響。

（1）電力市場形成前，電量電價對抽水蓄能電站效益影響分析。

1）樣本電站當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價。

根據(jù)國家發(fā)展改革委《關于降低燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價和工商業(yè)用電價格的通知》（發(fā)改價格〔2015〕748號），四個樣本電站的當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價見表1。

表1 樣本電站當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價Tab.1 Benchmarking of local coal-fired units in a sample power plant

2）樣本電站2014年度生產(chǎn)電量相關數(shù)據(jù)。

四個樣本電站2014年度的生產(chǎn)電量和綜合效率見表2。電站的年度生產(chǎn)電量包括抽水電量和上網(wǎng)電量。

由表2可見，四個樣本電站的綜合效率均大于75%，電站年度電量電價收入R2為正數(shù)，對電站產(chǎn)生正收益。

3）樣本電站2014年度電量電價收入。

電站年度運營效益V=電站年度營業(yè)總收入R-電站年度營業(yè)總成本C=R1+R2-C2。由于R1和C2經(jīng)上面分析可視為一定值，分析電量電價對V的影響，即可簡化為電量電價對R2。

表2 2014年度樣本電站的生產(chǎn)電量和綜合效率Tab.2 Production capacity and general efficiency of sample power station in 2014

年度電量電價收入R2=年度發(fā)電電量×燃煤機組標桿上網(wǎng)電價-年度抽水電量×燃煤機組標桿上網(wǎng)電價×0.75

根據(jù)年度電量電價收入R2的公式，帶入四個樣本電站的年度發(fā)電電量、年度抽水電量和燃煤機組標桿上網(wǎng)電價，可以測算出樣本電站的收入效益。經(jīng)過測算得出的四個樣本電站2014年電量電價收入明細見表3。

表3 2014年度樣本電站的電量電價收益Tab.3 The electricity price profit of the sample power station in 2014

4）電量電價變動對樣本電站運營效益的影響測算。

結合現(xiàn)行抽水蓄能電站的運行狀況，分析年度電量電價收入R2的三個影響因素（年度發(fā)電電量、年度抽水電量和燃煤機組標桿上網(wǎng)電價），現(xiàn)從抽水蓄能電站綜合效率（年度發(fā)電電量/年度抽水電量）、生產(chǎn)電量、燃煤機組標桿上網(wǎng)電價三個維度分析對抽水蓄能電站運行效益的影響。

a.綜合效率和燃煤機組標桿上網(wǎng)電價不變，生產(chǎn)電量變動對抽水蓄能電站效益的影響。

假定抽水蓄能電站綜合效率和燃煤機組標桿上網(wǎng)電價不變，按照2014年實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，電站生產(chǎn)電量提高1%，也就是抽水電量和上網(wǎng)電量同時提高1%，可測算出各樣本電站中電量電價收益的變動。經(jīng)過計算得到的樣本電站生產(chǎn)電量變動下的電量電價收益變動見表4。

表4 樣本電站生產(chǎn)電量變動下的電量電價收益變動Tab.4 Changes in electricity price profit under the variation of production capacity of a sample power station

四個樣本電站可行性研究階段的設計年度抽水電量和發(fā)電電量與2014年電站實際生產(chǎn)電量對比見表5。

表5 樣本電站設計年度電量與2014年生產(chǎn)電量對比Tab.5 Comparison of annual output of sample power station design with 2014 production capacity 萬kWh

從表5可以看出，四個樣本電站的實際抽水電量、上網(wǎng)電量與可研階段設計的抽水電量、上網(wǎng)電量存在較大差距：電站利用率最低的河北張河灣生產(chǎn)電量僅占設計生產(chǎn)電量的20.41%，最高的蒲石河也只有78.45%。導致抽水蓄能電站未能發(fā)揮相應作用主要原因有兩個方面原因：一方面是單一容量電價對抽水蓄能電站調(diào)用缺乏激勵作用，導致機組利用率不高；另一方面是部分地區(qū)電力系統(tǒng)網(wǎng)源情況變化較大，以及電網(wǎng)與抽蓄電站發(fā)展不協(xié)調(diào)、建設不配套等原因，導致抽蓄電站投運后，運行需求不足。

因此，在目前抽水蓄能電站綜合效率大于75%、兩部制電價中電量電價收入為正效益和電站機組利用率普遍低于設計水平的現(xiàn)實背景下，大幅提高抽水蓄能電站的利用率、多調(diào)多發(fā)是提高抽水蓄能電站運行效益的最直接、最有效的方法。

b.抽水電量和燃煤機組標桿上網(wǎng)電價不變，綜合效率變動對抽水蓄能電站效益的影響。

假定抽水電量和燃煤機組標桿上網(wǎng)電價不變，按照2014年實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，電站綜合效率每提高1%，也就是上網(wǎng)電量提高1%，可測算出各樣本電站相應的電量電價收益變動見表6。

表6 本電站綜合效益變動下的電量電價收益變動Tab.6 Variation of electricity price profit under the change of comprehensive benefits of a sample power station

c.電站生產(chǎn)數(shù)據(jù)不變，燃煤機組標桿上網(wǎng)電價變動對抽水蓄能電站效益的影響。

假定按照2014年四個樣本電站的生產(chǎn)電量數(shù)據(jù)不變，燃煤機組標桿上網(wǎng)電價變動提高1%，可測算出各樣本電站電量電價收益變動見表7。

表7 樣本電站上網(wǎng)電價變動下的電量電價收益變動Tab.7 Changes in electricity price profit under the change of electricity price of a sample power station

（2）未來電力市場形成，電量電價對抽水蓄能電站效益影響分析。

國家發(fā)展改革委《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號）文件對未來電力市場形成以后，抽水蓄能電站電價形成機制也指出了方向，文件規(guī)定：為推動抽水蓄能電站電價市場化，在具備條件的地區(qū)，鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目業(yè)主、電量、容量電價、抽水電價和上網(wǎng)電價。

按照本文的分析方法，年度電量電價收入R2可以抽象為如下公式：

年度電量電價收入R2=年度發(fā)電電量×市場化的上網(wǎng)電價-年度抽水電量×市場化的抽水電價

在電力市場形成以后，抽水蓄能電站的電價將逐步市場化，其中抽水電價和上網(wǎng)電價將按照市場化的方式確定。

3 結束語

根據(jù)世界發(fā)達國家電力市場化的發(fā)展規(guī)律，可以預見，市場化后的上網(wǎng)電價與抽水電價之間的差值會加大。抽水蓄能電站管理企業(yè)要想提高兩部制電價中電量電價收入，還是要從充分發(fā)揮抽水蓄能電站的綜合效益出發(fā)，多調(diào)多用抽水蓄能電站機組，提升電站綜合效率，充分運用招標和市場競價等方式提高上網(wǎng)電價和降低抽水電價，并不斷提高企業(yè)管理水平、增收節(jié)支。未來，抽水蓄能電站的效益將不斷提升，未來投資發(fā)展前景將更加廣闊。