特定电力市场环境下抽水蓄能电站经营策略分析

朱朱 陈恺 谢会玲 林伟

（中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司 福建福州 350001）

0 引言

抽水蓄能电站可以实现削峰填谷、紧急事故备用、调频调相等功能，可以提高电力系统安全稳定性及改善其运行的经济性。目前由于电力市场机制尚不成熟，抽水蓄能电站的发展受到电价政策、利益机制等问题的影响，其收益无法得到很好的保障，抽水蓄能电站企业的开发积极性也受到一定影响。在竞争性电力市场形成后，抽水蓄能电站将主要通过提供辅助服务及抽发电量电价差获利，抽水蓄能电站企业面临经营策略选择问题。如果仅参与电量市场竞价或辅助服务收入比例低，则抽水蓄能电站只有在峰谷电价差足够大，且发电运行小时数达到一定水平的情况下，才可能获得期望收益水平。

抽水蓄能电站替代火电机组上网时，替代火电机组在峰荷位置运行。因此，抽水蓄能电站的上网电价可考虑等同于电力系统中相应位置上火电站测算的边际成本上网电价。本文以福建省某抽水蓄能电站为例，研究峰荷机组火电边际成本作为上网电价时抽水蓄能电站收益率与抽水电价的关系。

1 抽水蓄能电站经济特性

以福建省内某抽水蓄能电站为例，电站装机容量4×300 MW，为日调节纯抽水蓄能电站，日蓄能量720 万kWh。项目可研静态总投资54.1 亿元，单位千瓦投资约4 512 元。考虑运行费用比率2%，投资内部收益率按8%，该抽水蓄能电站单位千瓦不同运行小时数度电成本测算见图1。该抽水蓄能电站装机发电小时从400 h 增至2 000 h，其单位度电成本与发电小时数呈明显反比关系，从1.416 元降至0.283 元。且电站装机利用小时从400 h 增至1 000 h，其相应单位电度成本降低速度明显高于装机利用小时1 000 h 以上时抽水蓄能电站单位电度成本的降速。

2 峰荷机组火电边际成本

考虑福建省内火电站装机1 200 MW，建设期3 年，生产运行期30 a。总投资估算为54.1 亿元（考虑单位投资4 200 元/kW），其中，资本金约13.5 亿元占比25%；贷款资金约40.6 亿元，占比75%。火电发电成本包括：折旧费、燃料费、运行维护费、水费、材料费、财务费用等。具体的成本测算参数如表1 所示。

表1 火电发电成本参数一览

由于该抽水蓄能电站装机容量支持工作机制为 “抽八发六”，结合火电在峰荷和腰荷位置运行时的发电小时数，假定火电站资本金内部收益率达到8%的基准收益率情况下，日发电小时数分别达到1 h～6 h 时的上网电价如表2 所示。

表2 福建峰荷火电机组上网电价测算表（内部收益率8%）

可见，在保证火电厂收益率8%的基础上，随着火电厂日发电小时数的增加，火电厂承担峰荷的位置逐渐下降。此时，燃料费单位成本不断降低，上网电价也随之降低。因此，如果抽水蓄能电站发电小时数增加，则在电力系统中承担的负荷位置越低，上网电价也就越低。

3 抽水蓄能电站经营策略分析

抽水蓄能电站在提供调峰、调频等辅助服务时需占用电站部分容量及使用时间，降低电站利用小时数。因此在电力系统不同运行工况、不同市场环境下，抽水蓄能电站电量收益与辅助服务收益是动态变化调整的。

在上述峰荷机组火电边际成本、抽水蓄能电站成本条件下，峰荷机组火电边际成本作为上网电价情况下不同抽水电价时抽水蓄能电站收益率如图2 所示。

图2 峰荷机组火电边际成本作为上网电价情况下不同抽水电价时抽水蓄能电站收益率

可见，在抽水蓄能电站以峰荷机组火电边际成本作为上网电价情况下，存在一个临界值约0.195 元/kWh。在抽水电价高于0.195 元/kWh 时，抽水蓄能电站收益率随着发电利用小时数的提高而降低；在抽水电价低于0.195 元/kWh 时，抽水蓄能电站收益率随着发电利用小时数的提高而提高。当抽水电价高于0.195 元/kWh 时，抽水蓄能电站应减少发电利用小时数，以提供辅助服务为主，提高抽水蓄能电站收益率；当抽水电价低于0.195 元/kWh 时，抽水蓄能电站宜尽量争取发电量，以提高抽水蓄能电站收益率。

4 结语

抽水蓄能电站在电力市场形成后可通过提供辅助服务及抽发电价差获取收益。在抽水蓄能电站仅参与电量市场竞价或辅助服务收入比例低的情况下，抽水蓄能电站要获得期望收益水平，需保证电站运行小时数达一定水平并且抽发电量电价差足够大。

在考虑抽水蓄能电站替代火电机组在峰荷位置运行，其上网电价考虑等同于电力系统中相应位置上火电站测算的边际成本条件下，当抽水蓄能电站抽水电价高于临界值0.195元/kWh 时，电站收益率与发电利用小时数负相关，电站应以提供辅助服务为主，减少发电利用小时数；反之电站收益率与发电利用小时数正相关，宜尽量争取发电量，以提高抽水蓄能电站经济效益。