特定電力市場環境下抽水蓄能電站經營策略分析

朱朱 陳愷 謝會玲 林偉

（中國電建集團福建省電力勘測設計院有限公司 福建福州 350001）

0 引言

抽水蓄能電站可以實現削峰填谷、緊急事故備用、調頻調相等功能，可以提高電力系統安全穩定性及改善其運行的經濟性。目前由于電力市場機制尚不成熟，抽水蓄能電站的發展受到電價政策、利益機制等問題的影響，其收益無法得到很好的保障，抽水蓄能電站企業的開發積極性也受到一定影響。在競爭性電力市場形成后，抽水蓄能電站將主要通過提供輔助服務及抽發電量電價差獲利，抽水蓄能電站企業面臨經營策略選擇問題。如果僅參與電量市場競價或輔助服務收入比例低，則抽水蓄能電站只有在峰谷電價差足夠大，且發電運行小時數達到一定水平的情況下，才可能獲得期望收益水平。

抽水蓄能電站替代火電機組上網時，替代火電機組在峰荷位置運行。因此，抽水蓄能電站的上網電價可考慮等同于電力系統中相應位置上火電站測算的邊際成本上網電價。本文以福建省某抽水蓄能電站為例，研究峰荷機組火電邊際成本作為上網電價時抽水蓄能電站收益率與抽水電價的關系。

1 抽水蓄能電站經濟特性

以福建省內某抽水蓄能電站為例，電站裝機容量4×300 MW，為日調節純抽水蓄能電站，日蓄能量720 萬kWh。項目可研靜態總投資54.1 億元，單位千瓦投資約4 512 元。考慮運行費用比率2%，投資內部收益率按8%，該抽水蓄能電站單位千瓦不同運行小時數度電成本測算見圖1。該抽水蓄能電站裝機發電小時從400 h 增至2 000 h，其單位度電成本與發電小時數呈明顯反比關系，從1.416 元降至0.283 元。且電站裝機利用小時從400 h 增至1 000 h，其相應單位電度成本降低速度明顯高于裝機利用小時1 000 h 以上時抽水蓄能電站單位電度成本的降速。

2 峰荷機組火電邊際成本

考慮福建省內火電站裝機1 200 MW，建設期3 年，生產運行期30 a。總投資估算為54.1 億元（考慮單位投資4 200 元/kW），其中，資本金約13.5 億元占比25%；貸款資金約40.6 億元，占比75%。火電發電成本包括：折舊費、燃料費、運行維護費、水費、材料費、財務費用等。具體的成本測算參數如表1 所示。

表1 火電發電成本參數一覽

由于該抽水蓄能電站裝機容量支持工作機制為 “抽八發六”，結合火電在峰荷和腰荷位置運行時的發電小時數，假定火電站資本金內部收益率達到8%的基準收益率情況下，日發電小時數分別達到1 h～6 h 時的上網電價如表2 所示。

表2 福建峰荷火電機組上網電價測算表（內部收益率8%）

可見，在保證火電廠收益率8%的基礎上，隨著火電廠日發電小時數的增加，火電廠承擔峰荷的位置逐漸下降。此時，燃料費單位成本不斷降低，上網電價也隨之降低。因此，如果抽水蓄能電站發電小時數增加，則在電力系統中承擔的負荷位置越低，上網電價也就越低。

3 抽水蓄能電站經營策略分析

抽水蓄能電站在提供調峰、調頻等輔助服務時需占用電站部分容量及使用時間，降低電站利用小時數。因此在電力系統不同運行工況、不同市場環境下，抽水蓄能電站電量收益與輔助服務收益是動態變化調整的。

在上述峰荷機組火電邊際成本、抽水蓄能電站成本條件下，峰荷機組火電邊際成本作為上網電價情況下不同抽水電價時抽水蓄能電站收益率如圖2 所示。

圖2 峰荷機組火電邊際成本作為上網電價情況下不同抽水電價時抽水蓄能電站收益率

可見，在抽水蓄能電站以峰荷機組火電邊際成本作為上網電價情況下，存在一個臨界值約0.195 元/kWh。在抽水電價高于0.195 元/kWh 時，抽水蓄能電站收益率隨著發電利用小時數的提高而降低；在抽水電價低于0.195 元/kWh 時，抽水蓄能電站收益率隨著發電利用小時數的提高而提高。當抽水電價高于0.195 元/kWh 時，抽水蓄能電站應減少發電利用小時數，以提供輔助服務為主，提高抽水蓄能電站收益率；當抽水電價低于0.195 元/kWh 時，抽水蓄能電站宜盡量爭取發電量，以提高抽水蓄能電站收益率。

4 結語

抽水蓄能電站在電力市場形成后可通過提供輔助服務及抽發電價差獲取收益。在抽水蓄能電站僅參與電量市場競價或輔助服務收入比例低的情況下，抽水蓄能電站要獲得期望收益水平，需保證電站運行小時數達一定水平并且抽發電量電價差足夠大。

在考慮抽水蓄能電站替代火電機組在峰荷位置運行，其上網電價考慮等同于電力系統中相應位置上火電站測算的邊際成本條件下，當抽水蓄能電站抽水電價高于臨界值0.195元/kWh 時，電站收益率與發電利用小時數負相關，電站應以提供輔助服務為主，減少發電利用小時數；反之電站收益率與發電利用小時數正相關，宜盡量爭取發電量，以提高抽水蓄能電站經濟效益。