王海政  汪习文  王延红   刘耀新

                                      (规划处）       (河南电力公司)

[摘要]本文分析了回龙抽水蓄能电站的上网电价及其市场竞争能力，结合河南电网的规模和回龙电站的特点，分析研究了回龙抽水蓄能电站的经营模式，推荐回龙抽水蓄能电站采用电网统一经营的运营模式。

[关键词]上网电价  统一经营模式  市场竞争能力  用户承受能力

1概述

    回龙抽水蓄能电站位于河南省南阳市南召县县城东北16km的岳庄村附近，是为缓解河南电网调峰问题而建设的调峰电源，主要承担电网的调峰填谷任务，并兼有旋转备用、调频等功能。

    电站装机容量120MW，装设2台单机容量60MW的混流可逆式水泵水轮机，额定水头379m，年发电量20032万kW·h，年抽水耗电量27120万kW·h，根据规划，回龙抽水蓄能电站于2001年开工，总工期3.5年，2004年底或2005年初竣工发电。

2回龙抽水蓄能电站的作用与效益

2.1回龙电站的作用

    ⑴调峰填谷

    回龙抽水蓄能电站装机120MW，发电时可承担河南电网高峰负荷120MW，填谷时可使低谷负荷至少上升120MW，这样回龙抽水蓄能电站最少可减少河南电网负荷峰谷差240MW，相对装机容量而言，调峰能力为200％以上。

    根据预测，2005年河南电网最大负荷达到16000MW，最大峰谷差为5223MW；南阳供电区最大负荷1390MW，最大峰谷差607MW。建设回龙抽水蓄能电站，其容量占河南电网的装机容量不到0.6％，但就其承担的调峰容量而言则占电网需要调峰容量的4％。回龙电站投入后，配合已有的火电机组调峰运行，可以基本解决2005年南阳供电区调峰问题，回龙电站调峰能力相对南阳供电区则是50％。因此，回龙电站投入后能在一定程度上缓解河南电网的调峰压力。

    回龙抽水蓄能电站夜间利用电力系统富裕电能抽水，使部分火电机组不必大幅度降低出力或停机调峰，而保持在热效率较高区间运行，并提高系统运行的经济性，填谷作用更是抽水蓄能电站独具的优点。

    ⑵承担调频和紧急事故备用

    回龙抽水蓄能电站机组启动灵活、迅速，从停机状态启动到带满负荷仅需1～2分钟，由抽水工况转换到发电工况也只需3～4分钟。因此，回龙电站适于担任南阳供电区电力系统的紧急事故备用任务。

⑶提高系统运行可靠性

   抽水蓄能机组与火电机组相比，发电及控制设备相对简单，自动化水平比较高。根据国内外水、火电站运行资料分析，水电站及抽水蓄能电站机组的运行事故率远低于火电机组。因此，采用回龙抽水蓄能电站作为电力系统的功率调整手段，可减少系统中火电机组强迫停运的次数和时间，提高供电可靠性，减少电力系统的停电损失。

2.2回龙抽水蓄能电站的经济效益

    通过比较河南电网有回龙抽水蓄能电站调峰方案和以燃煤火电为主调峰方案费用差别，得到回龙抽水蓄能电站投入电网后的经济效益(2005年)如下：

    ⑴节省燃料效益

    在以火电为主的河南电力系统中，回龙抽水蓄能机组与火电机组联合运行，可改变系统中火电厂运行方式，提高燃煤火电机组的运行效率，从而减少全电网燃料消耗。按有、无回龙抽水蓄能电站河南电力系统燃料消耗分析，回龙电站可为河南电力系统节约标准煤耗近9900吨，按标准煤价210元/t计算，可节约燃料费近208万元。

    ⑵节约投资和年运行费效益。回龙电站装机120MW，单位千瓦静态投资3294元/kW(动态3631元/kW)可替代燃煤火电装机125 MW，河南电网电源建设投资可减少16719万元。与燃煤火电站相比，回龙抽水蓄能电站运行费低，可使电网节约运行费800万元/年左右。

    ⑶调峰电源方案经济比较表明，将费用折现到回龙抽水蓄能电站开工的第1年年初，有回龙比无回龙总折现费用减少9700万元左右。

    ⑷动态效益。根据国内外已有抽水蓄能电站的实际运行资料，回龙抽水蓄能电站担负调频、跟踪负荷、紧急事故备用的动态效益估计约2400万元/年。

3上网电价测算

3.1体现回龙抽水蓄能电站价值的上网电价分析

    根据原电力部1998年颁发的《抽水蓄能电站经济评价暂行办法》，按“可避免成本法”测算体现回龙抽水蓄能电站价值的上网电价。

    电网因建设回龙抽水蓄能电站而获得120MW的容量，从而避免建设装机容量为125MW的燃煤火电站，按“可避免电源”边际容量成本和相应的利润要求来测算容量电价，则回龙抽水蓄能电站的上网容量电价为1075元/kW·年。电网因建设回龙电站而获得相应的峰荷电量，从而避免替代方案为取得相同峰荷电量所必要的费用按可避免电源的电量成本测算，则电量电价为0.158元/kW·h。将上述测算的两部制电价折合成一部制电价为0.744元/kW·h。在该电价水平下，按总投资的20％为资本金，其余为银行贷款的筹资方案测算的财务评价指标可知，回龙抽水蓄能电站盈利能力较强，可按期偿还贷款，具有较强的清偿能力。

   如按“个别成本法”(即按电站本身的成本、还贷、盈利要求)测算回龙电站经营期的两部制上网电价分别为：容量价格645元/kW·年和电量价格0.204元/kW·h，远低于按照“可避免成本法”所测算的价格水平，该上网电价可作为本电站经营期按两部制结算电价的下限。

3.2回龙抽水蓄能电站经营期上网电价测算

    经营期上网电价可参照现行常规水电站(或火电站)的财务评价规范规定的“个别成本法”测算，即主要是按电站本身的成本和合理利润要求测算。根据国内银行长期贷款利率，回龙抽水蓄能电站经营期的资本金内部收益率按9％～12％考虑。回龙电站的资本金按总投资的20％，其余80％为银行贷款，若贷款偿还期为12～20年、抽水电价为0.11元/kW·h～0.14元/kW·h时，按现行一部制电价和“个别成本法”测算回龙抽水蓄能电站不同条件下经营期上网电价为0.423元/kW·h～0.526元/kW·h。

4市场竞争能力及用户承受能力分析

4.1上网电价的市场竞争能力分析

    ⑴ 按“个别成本法”测算回龙抽水蓄能电站经营期上网电价为0.423元/kW·h～0.526元/kW·h，比按“可避免成本法”测算的体现回龙抽水蓄能电站价值的上网电价0.744元/kW·h低0.218元/kW·h～0.321元/kW·h。因此，与替代方案相比，回龙抽水蓄能电站经营期上网电价具有较强的市场竞争能力。

    ⑵ 据统计，河南电网1998年前后投产的XXX电厂、XXXX及XXXX公司电厂(这些火电厂的年利用小时为5500h左右)上网电价为0.400元/kW·h～0.456元/kW·h。若按装机年利用小时4500h计算(腰荷)，则这些火电厂的上网电价将达到0.480元/kW·h～0.560元/kW·h，回龙电站上网电价0.423元/kW·h～0.526元/kW·h，与近几年投产的火电站上网电价相当，与这些电站相比回龙电站经营期的上网电价水平并不高，且由于发出的电量均是高质量的峰荷电量，因此具有较强的市场竞争力。

4.2回龙抽水蓄能电站上网电价用户承受能力分析

    若河南电网低谷电价按0.11元/kW·h～0.14元/kW·h，如按河南省过去出台的有关文件规定，峰、谷电价之比按5：1考虑，则河南省一般电厂高峰负荷时的上网电价为0.55元/kW·h～0.70元/kW·h，而回龙电站经营期上网电价为0.423元/kW·h～0.526元/kW·h，这说明回龙电站的经营期上网电价河南电网是能够承受的。

5回龙抽水蓄能电站经营模式初步探讨

    回龙抽水蓄能电站位于以火电为主的河南电网，投产后主要承担河南电网的调峰填谷、调频、跟踪负荷、紧急事故备用等任务。考虑电站在电网中的作用，初步推荐回龙电站投产后采用电网统一经营模式，即将回龙电站由电网经营部门独资建设，经政府批准，纳入全省电网建设项目核定电价，保障电站的还本付息，同时电网经营部门在回龙电站的使用上可放开使用，充分发挥其包括动态效益在内的综合效益。为了对比也简单介绍一下租赁经营等其它有关运营模式。

5.1 租赁经营模式

    按照国家“公司法”的要求，成立独立的回龙抽水蓄能电站有限责任公司(简称回龙公司)。回龙公司为项目法人，负责建设和建成后的管理与还贷，但租赁给河南省电力(电网)公司经营，由电力公司付给回龙公司租赁费。租赁费包括电站的总成本(不含抽水用电费)、税收、利润、偿还贷款本金等。这种方式回龙公司和省电力公司的关系为租赁合同关系。按租赁模式经营，只要电网支付回龙电站的年租赁费不低于660元/kW·年，电站即可按期偿还贷款，具有一定的盈利能力。

5.2 独立经营模式

    按照国家“公司法”的要求，成立独立的回龙抽水蓄能电站有限责任公司(简称回龙公司)，公司的筹资、建设、管理运行和租赁经营模式基本相同。不同之处是电站按照每年为电网提供的电力电量和核定的上网电价，核算电站的财务收入。当电网和电站按两部制电价(容量电价和电量电价)结算时，电站的主要收入来源于容量收入，发电量的多少对电站的总收入影响不大，电站的经营风险也不会太大。若按“个别成本法”测算，当回龙电站的上网容量电价能够达到645元/kW·年，电量上网电价能够达到0.204元/kW·h时，电站可按期偿还贷款，并具有一定的盈利能力。但是若电网没有实行两部制上网电价，而是按一部制上网电价结算，则电站由于承担调频、跟踪负荷、紧急事故备用任务而使发电量减少，电站的还贷风险较大。

5.3 电网统一经营模式

回龙电站作为河南省电力公司的分公司，由河南省电力公司负责回龙电站的资金筹措、建设管理，负责电站的成本、还本付息、利润和税收等开支，资产的所有权和经营权都归省电力公司。回龙分公司按电网统一调度要求负责电站的安全运行，合理安排检修计划，随时为电网提供调峰、填谷及各种动态服务，电网对电站按容量启动成功率考核。

   虽然回龙电站采用上述经营模式都是可行的，但由于河南电网的特点及目前尚未完全实行峰谷分时电价或两部制电价，若采用电网统一经营模式具有下列明显的优点：

    ⑴有利于充分发挥回龙电站的作用，电站还贷风险小。这一点和租赁方式基本相同，电网可以根据要求进行调度，这样能够充分发挥抽水蓄能电站的静态、动态作用和效益。由于电站的产权和经营权属河南省电力公司，不存在电站发电收入多少问题，电站贷款由省电力公司偿还，因此还贷风险小。

    ⑵电网电价实施比较方便。由于回龙电站承担系统的尖峰负荷，年发电量较少，占2005年电网发电量的比重很小，因此采用电网统一经营对电网销售电价影响几乎没有影响，电网电价实施比较方便。

    ⑶电站的管理和调度运行关系密切。回龙电站的管理、维护、设备更新、运行调度等由省电力公司负责，管理和调度运行不会出现脱节现象。

⑷电站可充分发挥调峰填谷及各种动态作用。由于电站承担调频、跟踪负荷、事故备用等动态运行任务的收入不易量化计算，采用统一经营模式，可避免独立经营模式需核算动态运行的收入带来的计算问题，从而充分发挥电站的各种作用。

    具体到目前河南省电力系统拥有发电装机15300MW，回龙电站采用统一经营模式，相对省网目前的容量规模，在2005年水平年，其容量占河南电网装机容量不到0.6％，具有电站规模相对较小的特点。就其承担的调峰容量而言，则只占电网需要调峰容量的4％左右。因此，采用电网统一经营，具有风险小便于调度运用，也无需计算回龙电站的各种收入，且由电网统一付费对电网的总体销售电价影响不大等特点。

回龙电站装机容量120MW，设计年发电量2.0亿kW？h左右。经初步测算，只要2005年河南电网平均电价提高0.001元/kW？h左右(若不计抽水电费，电价提高值可能更低)，即可满足回龙电站的还本付息要求和投资方分红要求。需要说明的是，若不建回龙电站，采用燃煤火电调峰(装机125MW)，则2005年河南电网的平均上网电价需提高0.0015元/kW？h左右。若届时电网实行峰谷分时电价，还可以采取平均电价不变，提高高峰、低谷差价的办法，增加电网售电收入，以偿还回龙电站的贷款，进一步增加统一经营方式的可操作性。

6结语

    通过分析，可得到以下几点结论：

    ⑴回龙抽水蓄能电站除具有调峰、填谷效益外，还具有旋转备用、快速跟踪负荷和提高电力系统运行可靠性等动态效益。在同等满足电力系统需求的情况下，与燃煤火电站相比，回龙抽水蓄能电站可为电力系统节省较为可观的电源投资、年运行费和燃料费，回龙抽水蓄能电站是经济可靠的调峰电源。

    ⑵回龙抽水蓄能电站的上网电价具有较强的市场竞争能力，河南电力系统用户是能够承受的。

    ⑶根据分析，结合河南省网电源结构和系统规模，回龙项目采取电网经营部门独资建设，全网统一经营模式是可行的，电网平均电价仅提高0.001元/kWh左右，可以在优化运行调度的前提下，充分发挥抽水蓄能电站的综合效益，对中小型抽水蓄能电站而言，是一种在特定条件下可以采用的运营模式。