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1、1电价对我国抽水蓄能电站发展的影响分 析自从改革开放以来，随着我国经济建设的飞速发展和人民生活水平的不断提高，电力供应日趋紧张，峰谷差逐渐加剧，部分电网已出现拉闸限电的局面。基于保证电网安全、稳定、经济运行的要求，抽水蓄能电站作为一种拥有调峰填谷，调频、调压、事故备用、黑启动等功能的电站，将是我国电网发展的战略重点。 一、我国抽水蓄能电站发展的现状 80 年代起在我国广东、华东和华北等东部经济发展较快的地区，且以火电为主的电网开始开工建设一批大中型抽水蓄能电站，广州（一、二期）、十三陵、天荒坪等大型抽水蓄能电站陆续建成，对改善广东电网、京津塘电网和华东电网的运行条件起了重要作用，并使 20 世
2、纪 90 年代成为我国抽水蓄能电站建设的第一个高潮。 跨入 21 世纪后，中央十六大提出到 2020 年 GDP 再翻两番的宏伟目标，这次经济增长的特点是重化工业与高新技术产业共同迅猛发展，进入了新一轮以钢铁、有色金属和汽车制造等为主的重工业化时期。相应电力负荷也迅猛增加，抽水蓄能电站投入运行后在电网中发挥了很好的作用，深受电网调度管理人员欢迎，成为电网管理的有力工具。抽水蓄能电站分布范围从东部沿海经济发达地区扩展到华中和东北地区；不仅在火电比重大的电网，也开始在水电比重较大但调节性能并不好的电网建设抽水蓄能电站。这批抽水蓄能电站将在 2010 年前后全部投入运行，届时中国抽水蓄能电站总装机容
3、量将达到 16955MW，预计将超过德国和意大利，晋升至世界第三位。即使如此，我国抽水蓄能电站装机容量比重仍然不高，仍有较大发展空间。 2目前，我国各地对建设抽水蓄能电站的热情较高，一大批的抽水蓄能电站项目正在积极开展前期工作。1999 年 3 月国家电力公司颁布了抽水蓄能电站经济评价暂行办法实施细则。 2005 年 3 月国家电网公司成立了国网新源控股有限公司，其主要职责是开发和运营国家电网公司系统抽水蓄能项目。2006 年 8 月国家电网公司向国家发改委报送了关于抽水蓄能电站建设有关问题建设的请示，均有效的指导了我国抽水蓄能电站的发展。在“十一五”规划纲要中， 更是明确提出“适当建设抽水蓄
4、能电站”，表明抽水蓄能电站发展已成为我国“十一五”电力发展战略的重要内容。 尽管抽水蓄能电站的建设在我国大有方兴未艾，蒸蒸日上之势，并且满足我国电力需求和环境等各方面的要求，但总体效益却不乐观，影响了对抽水蓄能电站的投资积极性，不利于抽水蓄能电站在我国的持续发展。归结其原因，主要有两个，一是由于目前仅以上网电价作为经济评价指标存在不足，二是电价高低的制定未能充分反应抽水蓄能电站的优越性。 二、上网电价作为抽水蓄能电站的唯一经济效益评判指标的局限性 对抽水蓄能电站在系统中的功能定位认识不到位，以上网电价的高低论经济性，影响了对抽水蓄能电站的客观评价。不区分抽水蓄能电站与常规电厂在系统中的功能差异
5、，用抽水蓄能电站的短处与常规电厂的长处进行对比，忽略其系统经济性，以及在系统安全稳定运行和供电质量保障中的作用，从而形成了抽水蓄能电站上网电价高、经济性差的概念，严重影响了对其评价的客观性。 我国常规水电站财务评价方法是根据原国家计委和建设部颁发的建设项目经济评价方法与参数及水电水利规划设计总院编制的水电建设项目财务评价暂行规定，主要是以电站的发电量来计算项目的销售收入，其上网电价根据资金来源不同，按照满足贷款偿还期要求反推上网电价；还清贷款以后，按满足投资利润3率 12%测算上网电价。 抽水蓄能电站在电网中的效益是以动态效益为主，用常规水电方法评价抽水蓄能，没有真正体现抽水蓄能电站在电网中的
6、动态功能；另外，用反推上网电价来评价抽水蓄能是否可行，也是不客观的，上网电价只反映抽水蓄能电站发电量的多少，而抽水蓄能电站的发电量与常规水电站相比往往是比较低的，只相当于常规水电站发电量的 25%左右，并且抽水蓄能电站的发电量往往是不确定的，它与电网的负荷水平、电源结构以及地区经济发展等有很大关系；抽水蓄能电站发电量少，并不是电站本身造成的，而是系统优化的必然结果，也就是说，抽水蓄能电站多发电量，从系统优化角度来说是不经济的，广蓄和十三陵等抽水蓄能电站的运行经验已充分说明了这一点。 所以用上网电价作为唯一指标来评判抽水蓄能工程，势必造成抽水蓄能电站上网电价过高，给抽水蓄能电站的立项带来很大困难
7、，对当前电源结构调整也极为不利；而对电网来说，往往对提供电量多的电源感兴趣，而抽水蓄能电站电量少，反推电价必然高；另外，投资越大，电价也越高，必要报酬率也大等等。这些问题的出现，使得人们对抽水蓄能电站的效益未能充分意识，影响了对兴建抽水蓄能电站的积极性。 三、合理的电价政策是我国抽水蓄能电站健康发展的关键 据我国国务院“71 号文”明确提出，厂网分开后，电网经营企业建设和管理的抽水蓄能电站，由电网统一管理和核算，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。而对于其他投资主体建设的抽水蓄能电站，该文件规定，要作为独立电厂参与电力市场竞争。而业内人士普遍认为，现行电价体制基本无论是单一电量核算方法，
8、还是两部制电量核算方法，不能给抽水蓄能调峰填谷的静态效益以足够4的补偿。 发电侧没有形成科学的峰谷电价，影响了抽水电价机制和抽水蓄能电站上网电价水平。目前竞价上网还没有普遍推行，能够反映供需关系的分时上网电价机制没有形成；在实行政府定价的地区，部分电网试行发电侧峰谷电价，峰谷电价差比较小，难以反映峰谷发电成本、价值和供需关系，推行的阻力也比较大，导致合理的低谷抽水电价机制难以形成。一般按平均上网电价核定抽水电价，不仅不能反映低谷电能价值，而且直接导致了抽水高成本，影响发电价格，以致抽水蓄能电站在峰荷时间所提供的优质电得不到必要的补偿。现在应该使用科学的方法，首先制定更能反映不同时段实际发电成本
9、的电价。 首先，抽水蓄能电站优越的调峰、调频、调相、负荷和事故备用、快速跟踪负荷等性能，对电力系统的电力结构优化、提高供电可靠性、促进电网安全稳定经济运行起到重要作用，应在电价政策上得到体现。 其次，随着电力市场的逐步完善，应研究发电端电力市场的完全两部制电价结构。需要针对抽水蓄能电站的各种效益，制定完整的抽水蓄能电站上网两部制电价体系，以真实反映其市场竞争力。应在两部制上网电价结构中考虑机组分类，动态效益，社会对抽水蓄能电站的综合利用效益和社会效益给予合理补偿回报。两部制上网电价可充分反映抽水蓄能电站开发、运行的特点，可促进电力结构和资源优化配置，发挥抽水蓄能电站的容量效益优势，提高其上网的
10、竞争力。 此外，也可以考虑容量成本转入的电量电价、机组分类容量电价、增收辅助电价等情况分析，构成“三部制”的电价结构。在这种构想的电价结构体系下，电价结构由三部分组成： 电价= 容量电价+ 电量电价+ 辅助服务电价 5对应的抽水蓄能电站效益也将由三部分构成： 效益= 容量效益+ 电量效益+ 辅助服务效益=(容量*容量电价)+(电量*电量电价)十(辅助服务量*辅助服务电价) 三部制电价不但有利于对资源的有效利用和能源的节约，还有利于抽水蓄能电站的市场开拓，增加其开发收益。 最后，在电力市场还不完善的过渡阶段，可以通过效益分摊的方法来回收抽水蓄能电站的外部经济。在经济评价和效益分摊的前提下，明确不同经营模式下抽水蓄能电站各项效益的受益主体和回收方式，并提出符合其经营特性的价值补偿政策。 综上所述，目前我国大部分抽水蓄能基本上只能回收静态效益，抽水蓄能电站的动态效益一直存在“看得见，算得出，拿不到”的现象，导致我国抽水蓄能电站的经营业绩较差，投资吸引力差，发展缓慢，甚至难以生存，这与我国电力系统中要大力建设抽水蓄能电站的意图相矛盾。因而正确衡量抽水蓄能电站的效益，建立合理的电价政策，对抽水蓄能电站的发展具有十分重要的意义。
