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| 我国抽水蓄能电站建设运行管理模式初探 |
| 加入时间：2016-06-06 来源：本站 作者：jywtt |
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[摘要]本文结合国外抽水蓄能电站的经营模式，对我国抽水蓄能电站目前存在的建设运行管理模式进行整合梳理，从运行管理模式和电价机制两个方面进行分析。对当前较为混乱的建设运行管理模式概念给出相对清晰的界定，并从不同角度对当前蓄能电站运行管理模式面临的问题进行分析。
[关键词]抽水蓄能电站运行管理模式电价机制
(中国电建集团北京勘测设计研究院有限公司北京100024)
1前言
我国抽水蓄能电站建设起步较晚，受计划经济体制的影响，九十年代以前建成的抽水蓄能电站的运行模式管理模式都是电网统一运行管理;九十年代以后，随着我国经济体制改革和电力体制改革的深入，我国已建的抽水蓄能电站根据国情和自身特点探索适合自己生存发展的建设管理模式，并且在电站电价核算方式方面取得了一些宝贵经验。结合天荒坪、广州、响洪甸等已建抽水蓄能电站目前的实际运行管理情况，对现有的建设管理模式进行了梳理界定，从运行管理模式和电价机制两个方面进行了分析。
2国内抽水蓄能电站建设运行管理情况
2.1抽水蓄能电站建设情况
根据目前我国已建抽水蓄能电站的实际情况来看，我国抽水蓄能电站建设体制有“电网控股、地方参股”、“电网全资”和“非电网企业投资”三种形式，其中主要以电网控股、地方投资公司参股为主。
“电网全资”的抽水蓄能电站目前已建的只有十三陵、潘家口、回龙、白山和白莲河五座抽水蓄能电站;“电网控股、地方参股”是目前蓄能电站建设体制的主流，如响洪甸(新源公司55%、安徽省能源集团有限公司45%)、桐柏抽水蓄能电站(新源公司52%、浙江省电力开发公司23%、上海申能股份有限公司20%、天台县水电综合开发有限公司5%)等;“非电网企业投资”目前已建的抽水蓄能电站只有黑麋峰抽水蓄能电站，由五凌公司投资建设。
2.2抽水蓄能电站运行管理模式
我国已建抽水蓄能电站目前运行管理模式上主要有电网统一运行管理、独立运行管理和租赁运行管理模式三种。
(1)电网统一运行管理模式抽水蓄能电站作为电网的分公司或一个生产车间，由电网独资建设，资产的所有权和经营权都归电网。在这种管理模式下，抽水蓄能电站不是独立法人，没有独立的财产，不独立享受权利和承担义务，其经营所得归属电网公司，在运行上完全按电网调度进行，在财务上完全由电网公司控制和监督，其经营风险与责任也完全由电网公司承担。
采用这种模式的抽水蓄能电站由电网投资经营，电站运行费用、还本付息等成本费用统一由电网企业承担。十三陵抽水蓄能电站装机容量4×200MW，由北京市和华北电网共同出资兴建。“厂网分开”之前，十三陵抽水蓄能电站为电网统一运行管理模式，即由华北电网对电站进行统一调度的同时，也对电站的财务核算进行统一管理，电站的成本、还贷付息和税收等，由电网统一支付。十三陵抽水蓄能电站就是华北电网中的一个生产车间，其人员等一切均纳入华北电网统一管理。华北电网对十三陵抽水蓄能电站的财务管理主要体现在对材料费、检修维护费、管理费等几个关键指标的考核上。以前考核的指标还包括发电量，但由于抽水蓄能电站的特殊功用，电站在电网中的发电量变化较大，因此，现不作为考核指标。在运行方面，电网对电站的管理主要体现在机组可用率、等效可用系数、电压稳定等指标的考核上。“厂网分开”之后，十三陵抽水蓄能电站划归新源公司，变为独立运行管理模式。
(2)独立运行管理模式
按照国家“公司法”的要求，成立独立的抽水蓄能电站有限责任公司，由集资各方组建董事会，集资各方按照出资金额的比例，分享权利与义务。抽水蓄能电站公司为项目法人，负责建设和建成后电站的管理运行与还贷。电站按照每年为电网提供的容量和电量以及核定的上网电价，核算电站的财务收益。
天荒坪抽水蓄能电站为华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司(简称天荒坪公司)所拥有，天荒坪公司有五个股东：新源公司(代表国网公司)占5/12，为电站控股股东，其他上海市1/4，江苏省1/6，浙江省1/9，安徽省1/18。天荒坪蓄能电站由天荒坪公司独立运行管理。天荒坪公司依据公司法制定了公司章程，按照章程确定的运转机制进行运转。电费由天荒坪公司与华东电网公司直接结算，而华东电网公司再与三省一市电力公司进行结算。电站容量和所发电量由华东电网公司统一调度，根据“谁投资，谁用电”的原则，综合平衡后分配给华东三省一市电力公司。其中上海600MW、江苏500MW、浙江500MW和安徽200MW。
电站运行由华东电力调度通信中心负责调度管理，并进行调度运行考核。天荒坪公司根据水库运行许可条件和机电设备健康状况及检修要求编制年度、月度和日运行计划，上报华东电网公司和董事会批准后执行。年度计划为指导性计划，月度和日计划是年度计划执行的体现和补充。在实施中，天荒坪公司根据电站实际情况，于每天10时前上报第二天最大发电量和最大发电可调小时，由电网下达给三省一市负荷分配指导性计划，三省一市根据计划负责发电电能销售和抽水电能的供应。
(3)租赁运行管理模式
租赁运行管理模式有两种方式。一种是抽水蓄能电站公司为项目法人，负责建设和建成后的经营管理与还贷，电站建成后租赁给电网公司，电网公司支付给抽水蓄能公司租赁费，租赁费包括电站的总成本(不含抽水用电费)、税金、利润、投资者回报、偿还贷款本金等费用。电站的所有权和运行调度使用权分离。抽水蓄能电站由电网统一调度，其租赁费进入电网公司成本，由电网公司承担。但电站的运行管理仍然由电站建设方负责。蓄能电站和电网公司的关系为租赁合同关系。
广州抽水蓄能电站为日调节运行的纯抽水蓄能电站，总装机8×300MW，分两期建设。一、二期各4×300MW。广东蓄能发电有限公司股东方为南方电网公司54%、中广核46%。广蓄一期电站1200MW的50%容量使用权出售给香港抽水蓄能发展公司，另外50%容量则由广东电网公司和广东核电投资公司共同租赁，签订服务合同，由广东电网公司和广东核电集团公司每年各支付1000万美元的租赁费。蓄能电站交给广东电网公司调度使用，并配合大亚湾核电站运行，公司不再根据发电量结算。
广蓄二期电站全部机组由广东电网公司租赁，每年服务费电价由广东省物价局按“成本+利润”的方式核定(目前年电能加工服务费约为4.97亿元)，由广东电网公司承担。
另外一种模式是，抽水蓄能电站公司为项目法人，负责蓄能电站建设，电站建成后租赁给电网公司，电站运行的所有费用以及管理均由电网公司负责，如广蓄一期600MW容量租赁给香港中华电力公司，就是类似这种模式。中华电力公司配人在广蓄电站参与电站的运行管理，最初有10多人，现在仅配住2人参与电站的运行管理。但其每年的运行维护费是包含在租赁费当中，由广蓄电站负责租赁机组的运行维护。
3我国已建抽水蓄能电站电价机制
目前我国已建抽水蓄能电站的电价机制主要有两部制电价、单一电量制电价、电网租赁费几种。
3.1两部制电价
抽水蓄能电站的两部制电价包括容量电价和电量电价，容量电价考虑了电站回收大部分固定发电成本、还本付息、合理利润和应计税费;电量电价考虑了抽水电费和小部分固定成本以及部分利润。两部制电价将容量电价与电量电价分开计费，既体现了抽水蓄能电站的成本特性和抽水蓄能电站的容量作用，保证了经营者投资成本的合理回收，又体现了风险的合理分担，激发了电站的积极性。
天荒坪抽水蓄能电站电价模式为两部制电价，根据国家计委[2000]1070号文，容量电价为470元/kW年，售电单价为0.4915元/kWh，购电单价为0.3453元/kWh。容量收入每年为8.46亿元，电量收入，在扣除抽水电费后，每年收入约为1.3亿元，年总收入约为9.76亿元，其中容量收入占87%，电量收入占13%，这种收入结构充分体现了蓄能电站的容量效益和容量在电网中的作用。电网在支付天荒坪蓄能电站费用的同时，还对天荒坪电站的容量可用率、启动成功率、每天蓄水量的发电利用小时数是否满足电站调峰要求等均进行相应的考核，对不满足要求的，在支付费要时进行相应的扣减。
3.2单一电量电价
抽水蓄能电站单一电量电价，考虑了电站的全部成本(包括抽水电费、合理利润、电站的还本付息以及依法计入的税金)。在这种情况下，抽水蓄能电站的收益，将完全取决于上网电价、抽水电价和年度上网电量，因此，抽水蓄能电站要承担电价审批和市场变化对上网电量的风险。抽水蓄能电站为获得较高的经济效益，就需要增加上网电量。
采用单一电量电价方式，蓄能电站仅靠电量销售获得收益，由于电站需根据电网需要进行调度运行，电量对蓄能电站是很不稳定的一个指标，以一个不确定的指标来核算蓄能电站的收益，显然是不合理的，同时，若峰谷差价过小，电站收益将更加无法保障。以单一电量指标作为抽水蓄能电站效益核算的唯一依据，不能反应抽水蓄能电站在电力系统中的作用，其市场风险较大。
响洪甸抽水蓄能电站采用的是单一电量电价模式。响洪甸抽水蓄能电站按国家批准的抽水电价、上网电价和年度发电计划，向电网提供电力电量服务。蓄能电站由此获得利润，并承担一定的电价审批和市场变化的风险。
2000年由国家计委批准响洪甸抽水蓄能电站的上网电价为1.00元/kWh，对应的上网电量为0.5313亿kWh，对于超过的电量和抽水电价未作批示，经与省物价部门协商同意抽水电价采用天荒坪的0.214元/kWh执行。2002年安徽省物价部门按照国家计委关于疏导安徽电价的要求，将响洪甸抽水蓄能电站的上网电价由1.00元/kWh降为0.85元/kWh，对应的上网电量为1.0626亿kWh，而抽水电价维持不变。超过核准电量部分电价，每年根据年度用电情况核批，范围只能在0.30元/kWh～0.37元/kWh之间，基本保持发电变动成本。按照上述政府部门批准的电价，响洪甸抽水蓄能公司经营存在一定的困难。
3.3租赁费形式
电网公司给抽水蓄能电站支付租赁费，租赁费包括电站的总成本(不含抽水用电费)、还本付息、税金、投资者回报等，租赁费进人电网经营企业成本。通过电网经营企业支付的租赁费能够保证抽水蓄能电站获得正常的收益水平，有利于吸引投资保证抽水蓄能电站的发展。租赁费与抽发电量无关，抽水蓄能电站也不用考虑抽水电量、发电电量的多少及抽水电价和发电电价的高低，企业抽发电量的多少与企业盈利水平关系不大。采用租赁费形式电网完全可从安全生产角度考虑运行维护，合理安排检修计划，为电网提供调峰、填谷调频调压等服务，并接受电网的考核，从而可以充分发挥抽水蓄能电站的优越性，有利于保证电网安全稳定运行、供电质量的提高，保证其在系统中发挥整体效益。
目前运营的惠州抽水蓄能电站、桐柏、张河湾、泰山抽水蓄能电站等均属发改委核准的这种租赁管理模式的电站，由政府价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则，核定租赁费;抽水蓄能电站取得租赁费收入，机组交由电网调度使用。
4国内抽水蓄能电站建设运行管理模式面临的问题
(1)没有体现“谁受益，谁分担”的市场经济原则
抽水蓄能电站的受益主体为发电侧不能调峰或深度调峰经济性差的电源(主要为煤电、核电等)、电网和用户。抽水蓄能电站低谷抽水电量由煤电、核电或风电提供，可增加这部分机组的发电量，同时可使火电和核电机组以较平稳地出力运行，缓解这些机组低谷时段深度调峰、频繁调整负荷、甚至启停调峰的困难，可延长机组使用寿命，降低燃料费用，节约维修成本，给相关电厂带来直接的经济效益。
根据南方电网科学研究院的研究分析，至2011年底，广东省核电装机容量共计6120MW。在无广州抽水蓄能电站的替代方案中，由于少了广蓄电站的抽水用电量以及核电机组需降出力运行，核电的年利用小时数约为6715h;有广蓄时核电利用小时提高到8032h，提高了1317h。对应核电发电量增加了80.6亿kWh，按核电上网标杆电价0.426元/kWh初步测算，相应增加的核电发电收入约34.3亿元。虽然这部分收入与蓄能电站在电网中的作用有着密切的关系，但在现状的电力体制下，这部分效益还无法核算到蓄能电站上。
根据国家近几年批复的几个抽水蓄能电站的租赁费分摊原则，抽水蓄能电站的租赁费用由电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%。发电企业承担的部分通过电网企业在用电低谷招标采购抽水电量解决;用户承担的部分纳入销售电价调整方案统筹解决。此政策体现了“谁受益、谁付费”的市场经济原则，大方向是非常正确的。但是在具体的执行过程中，用户承担的25%可进入销售电价通过电价的调整可以得到落实，发电企业应承担的25%目前没有相应的措施去落实，也就使电网公司承担了75%。这种情况如果得不到合理有效解决，当抽水蓄能发展到一定规模时，电网公司将无力承担，最终结果是蓄能电站建设减缓或停止不前。因此，建议尽快研究落实蓄能电站在电网中所提供的服务受益主体，通过电价杠杆或其它方式，使受益主体能够承担蓄能电站相应的费用。
(2)当前电价机制不适应蓄能电站的发展
我国目前已运行的抽水蓄能电站的电价模式，都是和电网公司进行结算，由于发电侧“增量效益”补偿难以实现，现有电价机制下电网“加工收益”又难以弥补结算资金缺口，不足部分仍需进入输配电成本并通过调整销售电价进行疏导，从而推动销售电价不合理上涨，造成“找错了对象、买错了单”的不合理现象，影响了蓄能电站的健康有序发展。
我国目前没有形成像西方发达国家一样的竞价上网的电力市场机制，也未实行峰谷分时电价，而是实行单一的上网电量电价，发电侧不论何时发电电价均相同，而蓄能电站是通过峰谷电量的转换，实现其应有的作用和效益，在没有合理的电价机制下，蓄能电站难以得到其应有的效益。因此，制定合理的电价机制，是促进蓄能电站的健康有序发展的关键。
(3)当前电价核算机制未能使蓄能电站的动态效益得到合理补偿
电力的一个重要特性是生产、输送及使用是在同一时间完成的，电力的这一特性要求电力系统中电力的供给和需求要实现瞬间平衡。电力供给和需求的不平衡就会造成电力系统的频率和电压的波动，这种波动轻者降低电能质量，重者会危及电网安全，甚至引发电网事故，造成大面积停电。因此，电力系统中必须有足够的备用容量和辅助服务调整设备，随时为电网提供频率和电压调整服务，在发生电网事故时迅速支持电网防止事故扩大，确保电网安全和稳定运行。
抽水蓄能电站可为电网安全和稳定提供调峰、填谷、调频、调相、事故备用及黑启动等辅助服务。而蓄能电站所提供的这些辅助服务，无论是电网公司自己建设，还是电网公司向发电商购买，都需要付出成本。因此在实行市场经济和电力市场化的条件下，必须给予提供辅助服务主体应有的经济补偿。我国目前所实行的蓄能电站电价机制，未能充分考虑蓄能电站的这些动态效益，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。
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