董阳伟，王 璞，胡宏刚

（1.国网新源控股有限公司技术中心，北京市 100161；2.国家电网有限公司，北京市 100031）

0 引言

自抽水蓄能电站在我国投入运行以来，众多文献[1，2]资料都对抽水蓄能电站的作用、特点和运行方式进行了详细解读，其在电网中的作用越来越明显。对于抽水蓄能电站的经济效益文献[3，4]结合电网中其他电源的容量配置有了详细的分析，对于抽水蓄能电站建设具有一定指导意义。

国家发展改革委《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号）就抽水蓄能电站价格机制、费用回收方式等问题进行了要求，为今后抽水蓄能电站建设和运行提供了法律依据。这就要求各项目单位在抽水蓄能电站建设和运行时，综合考虑和研究电站建设成本、运行成本以及运营效益，以期充分发挥抽水蓄能电站的作用。

上述通知明确电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价。两部制电价中，容量电价主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定。电量电价主要体现抽水蓄能电站通过抽发电量实现的调峰填谷效益。主要弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本。发电电量电价水平按当地燃煤机组标杆上网电价执行。抽水电量电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行。

为下一步落实抽水蓄能电站实行两部制电价的总体要求，研究分析电量电价对抽水蓄能电站运营效益的影响，为各电站实现经济效益的实现提供理论支持。

1 抽水蓄能电站运营效益构成因素说明

1.1 抽水蓄能电站的收入

根据国家发展改革委《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号）文件规定，电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价。抽水蓄能电站年度主营业务收入主要分为两部分，一部分是年度容量电价收入R1，另一部分是年度电量电价收入R2。

电站年度主营业务收入R=年度容量电价收入R1+年度电量电价收入R2

（1）容量电价收入分析。

年度容量电价收入R1=电站可用装机容量×容量电价P1

根据发改价格〔2014〕1763号文件精神，年度容量电价收入R1按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定，容量电价P1的高低主要与电站建设成本、准许收益率[按无风险收益率（长期国债利率）加1%～3%的风险收益率核定]有关。容量电价P1对抽水蓄能电站运行效益的影响在另一课题中研究，容量电价收入R1在此不再赘述。由于电站建设成本、发改委批复电站投产运行后的容量电价时当期无风险收益率和风险收益率是固定的，所以在本文中可将电站年度容量电价收入R1按照固定值进入分析。

因此，要想抽水蓄能电站年度主营业务收入R最大，则要努力使年度电量电价收入R2最大。

（2）电量电价收入分析。

根据发改价格〔2014〕1763号文件精神，年度电量电价收入R2主要体现抽水蓄能电站通过抽发电量实现的调峰填谷效益，主要弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本。在两部制电价中：

年度电量电价收入R2=年度发电电量×上网电价P上网-年度抽水电量×抽水电价P抽水

目前，电力市场并未形成。发改委文件规定：电价水平按当地燃煤机组标杆上网电价执行，这表明上网电价P上网为当地燃煤机组标杆上网电价，在一定时期为一个固定值，它随发改委公布的各地燃煤机组标杆上网电价的变动而变动；“电网企业向抽水蓄能电站提供的抽水电量，电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行”，这表明抽水电价P抽水为当地燃煤机组标杆上网电价的75%，也在一定时期是固定值，并随发改委文件调整而调整。由此可见，年度电量电价收入R2可简化为：

年度电量电价收入R2=年度发电电量×燃煤机组标杆上网电价-年度抽水电量×燃煤机组标杆上网电价×0.75

依据以上公式，进行简单数理计算可知：

年度发电电量/年度抽水电量=75%，R2=0；

年度发电电量/年度抽水电量＜75%，R2＜0；

年度发电电量/年度抽水电量＞75%，R2＞0。

年度发电电量/年度抽水电量即为抽水蓄能电站综合效率η，理论和实际上，抽水蓄能电站的综合效率η＜1。按照当前发改委文件明确的两部制电价机制，若抽水蓄能电站的综合效率η＞75%，则两部制电价中电量电价部分收益为正数，抽水蓄能电站的综合效率η＜75%，则两部制电价中电量电价部分收益为负数。

1.2 抽水蓄能电站的支出

根据国网新源公司会计核算办法，抽水蓄能电站主营业务成本为：

电站年度主营业务成本C=购电成本C1+（水费+折旧+工资+社会保险费用+材料费+委托运行维护费+修理费+低值易耗品摊销+财产保险费+研究开发费+其他费用）C2

影响电站营业成本最大的因素“购电成本”C1（年度抽水电量×燃煤机组标杆上网电价×0.75），已在1.1抽水蓄能电站电量电价收入R2中分析。剩余“水费+折旧+工资+社会保险费用+材料费+委托运行维护费+修理费+低值易耗品摊销+财产保险费+研究开发费+其他费用”C2中部分项目费用与机组的运行状况正相关，如材料费、修理费等。但抽水蓄能电站的使用状况对材料费和修理费的影响不大，且其费用占年度电站总营业成本的比例很小，在此可以忽略不计。目前，国网新源公司正在推行抽水蓄能电站标准成本，C2可简化为按电站装机容量乘以标准成本核定。电站装机建成后为固定值，则C2也可视为一个定数。

1.3 抽水蓄能电站的效益

不考虑非主营业务收入和成本，抽水蓄能电站的效益公式可简化为：

电站年度运营效益V=电站年度主营业务收入R-电站年度主营业务成本C=（电站可用装机容量×容量电价+年度发电电量×标杆上网电价-年度抽水电量×标杆上网电价×0.75）-（水费+折旧+工资+社会保险费用+材料费+委托运行维护费+修理费+低值易耗品摊销+财产保险费+研究开发费+其他费用）=R1+R2-C2

综合以上分析可知：R1和C2可视为固定值，要使V最大，则就是要使R2最大。关于R2，可以得出以下两个结论：

（1）若R2→max，则年度发电电量/年度抽水电量→max；

（2）当年度发电电量/年度抽水电量＞75%，要R2→max，则应尽量提高电站年度发电电量，简单地说也就是提高抽水电站使用率，多调用、多发电。

2 电量电价对抽水蓄能电站运营效益影响的综合分析

同一区域（或省域）内，各抽水蓄能电站的当地燃煤机组标杆上网电价相同，在不考虑电站容量收益（即电站可用装机容量×容量电价）的前提下，结合上述公式来看电站要实现一定收益，一是应尽可能降低各项成本；二是提高抽水蓄能机组综合效率（抽蓄机组综合效率=发电方向发电量÷抽水方向抽水电量×100%），即保证统计年度发电量与统计年度抽水电量的比值大于0.75；三是电站向电网争取合理的标杆上网电价。下面就如何提高抽蓄机组综合效率以及电量电价如何影响电站效益进行分析。

2.1 抽水蓄能机组综合效率提高策略研究

（1）提高机组发电效率的运行策略。

抽水蓄能机组AGC系统的应用是实现抽水蓄能机组发电工况最优经济运行的主要技术手段。

抽水蓄能电站每天吸收与输出功率的过程是电网日负荷图的组成部分，其日负荷图通常由上级电网调度中心给定。对于抽水蓄能电站而言，水资源相当宝贵，因为上水库的水是通过消耗电能抽上去的，因此抽水蓄能机组AGC系统的设计思路和有功负荷在各台机组间的分配策略为：根据电站当前机组段水头、合理避开水轮机汽蚀振动区要求，使加入成组控制机组总效率最高（即发电工况下当电站负荷给定之后要求电站运行机组总耗水量为最小）[5]。

上述控制策略实现的数学模型为：无论同时开机运行发电的机组组合方案如何，只要承担系统给定负荷相同，某一时刻在各种不同的组合方案Z1，Z2，…，Zn中，若组合方案ZK能使电站机组发电总工作流量最小，ZK即为最优组合方案。

运行机组组合方案可以用下式表示：

约束条件：N1i≤Ni（t）≤N2i，N3i≤Ni（t）≤N0i

式中N（t）——某时刻t时给定电站总负荷；

Q（t）——某时刻t时电站总引用流量；

Ni（t）——某时刻t时i号机所带负荷；

H（t）——某时刻t时电站水头；

N1i，N0i——分别为i号机的最大和最小技术出力；

N2i，N3i—— 分别为i号机的气蚀、振动区的上、下限出力；

Qr——电站设计过水流量；

Hmax、Hmin——电站最大、最小水头。

（2）抽水工况下机组运行要求。

实际运行中抽水工况情况下，在上、下水库水位差一定时，水泵的扬程、抽水流量、吸收功率具有一定的单值关系。水泵水轮机机组效率特性显示水泵的效率随着扬程增大而单调下降，而水泵扬程在一定范围内可以通过上、下水库水位来控制，使水泵运行于高效率区，即每台水泵单位耗电的抽水量最大。因此，在电站上下库水位、容积变化和水量平衡关系等条件的允许范围内，应当尽量使上、下水库水位差维持一定范围，在该范围水泵在高效率区运行。在此基础上，根据给定的期望吸收功率确定最合适的运行机组台数。

2.2 电量电价对抽水蓄能电站运营效益的影响分析

本次研究选取辽宁蒲石河、河北张河湾、山东泰山和江苏宜兴4个抽水蓄能电站为研究样本，测算分析电价电量对抽水蓄能电站效益产生的影响。

（1）电力市场形成前，电量电价对抽水蓄能电站效益影响分析。

1）样本电站当地燃煤机组标杆上网电价。

根据国家发展改革委《关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知》（发改价格〔2015〕748号），四个样本电站的当地燃煤机组标杆上网电价见表1。

表1 样本电站当地燃煤机组标杆上网电价Tab.1 Benchmarking of local coal-fired units in a sample power plant

2）样本电站2014年度生产电量相关数据。

四个样本电站2014年度的生产电量和综合效率见表2。电站的年度生产电量包括抽水电量和上网电量。

由表2可见，四个样本电站的综合效率均大于75%，电站年度电量电价收入R2为正数，对电站产生正收益。

3）样本电站2014年度电量电价收入。

电站年度运营效益V=电站年度营业总收入R-电站年度营业总成本C=R1+R2-C2。由于R1和C2经上面分析可视为一定值，分析电量电价对V的影响，即可简化为电量电价对R2。

表2 2014年度样本电站的生产电量和综合效率Tab.2 Production capacity and general efficiency of sample power station in 2014

年度电量电价收入R2=年度发电电量×燃煤机组标杆上网电价-年度抽水电量×燃煤机组标杆上网电价×0.75

根据年度电量电价收入R2的公式，带入四个样本电站的年度发电电量、年度抽水电量和燃煤机组标杆上网电价，可以测算出样本电站的收入效益。经过测算得出的四个样本电站2014年电量电价收入明细见表3。

表3 2014年度样本电站的电量电价收益Tab.3 The electricity price profit of the sample power station in 2014

4）电量电价变动对样本电站运营效益的影响测算。

结合现行抽水蓄能电站的运行状况，分析年度电量电价收入R2的三个影响因素（年度发电电量、年度抽水电量和燃煤机组标杆上网电价），现从抽水蓄能电站综合效率（年度发电电量/年度抽水电量）、生产电量、燃煤机组标杆上网电价三个维度分析对抽水蓄能电站运行效益的影响。

a.综合效率和燃煤机组标杆上网电价不变，生产电量变动对抽水蓄能电站效益的影响。

假定抽水蓄能电站综合效率和燃煤机组标杆上网电价不变，按照2014年实际生产数据，电站生产电量提高1%，也就是抽水电量和上网电量同时提高1%，可测算出各样本电站中电量电价收益的变动。经过计算得到的样本电站生产电量变动下的电量电价收益变动见表4。

表4 样本电站生产电量变动下的电量电价收益变动Tab.4 Changes in electricity price profit under the variation of production capacity of a sample power station

四个样本电站可行性研究阶段的设计年度抽水电量和发电电量与2014年电站实际生产电量对比见表5。

表5 样本电站设计年度电量与2014年生产电量对比Tab.5 Comparison of annual output of sample power station design with 2014 production capacity 万kWh

从表5可以看出，四个样本电站的实际抽水电量、上网电量与可研阶段设计的抽水电量、上网电量存在较大差距：电站利用率最低的河北张河湾生产电量仅占设计生产电量的20.41%，最高的蒲石河也只有78.45%。导致抽水蓄能电站未能发挥相应作用主要原因有两个方面原因：一方面是单一容量电价对抽水蓄能电站调用缺乏激励作用，导致机组利用率不高；另一方面是部分地区电力系统网源情况变化较大，以及电网与抽蓄电站发展不协调、建设不配套等原因，导致抽蓄电站投运后，运行需求不足。

因此，在目前抽水蓄能电站综合效率大于75%、两部制电价中电量电价收入为正效益和电站机组利用率普遍低于设计水平的现实背景下，大幅提高抽水蓄能电站的利用率、多调多发是提高抽水蓄能电站运行效益的最直接、最有效的方法。

b.抽水电量和燃煤机组标杆上网电价不变，综合效率变动对抽水蓄能电站效益的影响。

假定抽水电量和燃煤机组标杆上网电价不变，按照2014年实际生产数据，电站综合效率每提高1%，也就是上网电量提高1%，可测算出各样本电站相应的电量电价收益变动见表6。

表6 本电站综合效益变动下的电量电价收益变动Tab.6 Variation of electricity price profit under the change of comprehensive benefits of a sample power station

c.电站生产数据不变，燃煤机组标杆上网电价变动对抽水蓄能电站效益的影响。

假定按照2014年四个样本电站的生产电量数据不变，燃煤机组标杆上网电价变动提高1%，可测算出各样本电站电量电价收益变动见表7。

表7 样本电站上网电价变动下的电量电价收益变动Tab.7 Changes in electricity price profit under the change of electricity price of a sample power station

（2）未来电力市场形成，电量电价对抽水蓄能电站效益影响分析。

国家发展改革委《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号）文件对未来电力市场形成以后，抽水蓄能电站电价形成机制也指出了方向，文件规定：为推动抽水蓄能电站电价市场化，在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主、电量、容量电价、抽水电价和上网电价。

按照本文的分析方法，年度电量电价收入R2可以抽象为如下公式：

年度电量电价收入R2=年度发电电量×市场化的上网电价-年度抽水电量×市场化的抽水电价

在电力市场形成以后，抽水蓄能电站的电价将逐步市场化，其中抽水电价和上网电价将按照市场化的方式确定。

3 结束语

根据世界发达国家电力市场化的发展规律，可以预见，市场化后的上网电价与抽水电价之间的差值会加大。抽水蓄能电站管理企业要想提高两部制电价中电量电价收入，还是要从充分发挥抽水蓄能电站的综合效益出发，多调多用抽水蓄能电站机组，提升电站综合效率，充分运用招标和市场竞价等方式提高上网电价和降低抽水电价，并不断提高企业管理水平、增收节支。未来，抽水蓄能电站的效益将不断提升，未来投资发展前景将更加广阔。