抽水蓄能电站规划宜做细

电力18讯：    李复生

抽水蓄能电站作为我国电源结构中一种新型电源，近二十多年来，已经获得了很大发展。特别是随着广蓄一期、十三陵、天荒坪等一批高水头、大容量抽水蓄能电站的陆续建成投产，各方逐步认识到，抽水蓄能电站是现代电力系统发展中不可缺少的重要组成部分，是提高电网安全、稳定运行及经济性的有效措施。笔者就抽水蓄能电站规划中的一些问题作进一步讨论。

主要特征参数选择

抽水蓄能电站的主要特征参数有：上、下库正常蓄水位，死水位，调节库容以及装机容量等。为充分发挥抽水蓄能电站在电网中各种功能与作用，应配置相应的调节库容作为保证。根据目前抽水蓄能电站的设计资料分析，对于日调节的抽水蓄能电站装机满发利用小时一般在4小时～6小时，周调节的抽水蓄能电站一般在12小时左右。为了比较好地满足电网要求，根据各个电站的工程条件与库容特性，《抽水蓄能电站设计导则》规定，在可能的条件下，预留尽可能大的调节库容，对提高电站的容量价值与运行灵活性是有利的。

以广州抽水蓄能电站为例，其最初设计装机总容量为240万千瓦，上水库调节库容为1686万立方米，装机满发利用小时8．6小时，其调节性能在已经建成的抽水蓄能电站中是比较好的。但随着广东省经济的快速发展，电力增长迅速以及西电东送的电量比重加大，广州抽水蓄能电站除了承担广东电网的调峰、填谷、调相、事故备用要求的任务外，也担负了西电东送电量不均匀性的调节作用。机组启动次数逐年增加，2004年达到14373次，年发电运行小时13774小时，年装机发电利用小时1290小时，比2003年分别增加52%、36%、40%。电站调度运行中，已明显感到水库的调节库容比较紧张，已满足不了日益增长的电网调频要求。因此，在抽水蓄能电站的规划中，尽可能选择调节性能高的电站优先建设是必要的。目前在建的惠州抽水蓄能电站及拟建的阳江抽水蓄能电站等，都具有较好的水库调节能力，装机满发利用小时达到14小时，可进行周调节。

关于抽水蓄能电站特征水位的选择，应满足两个方面的要求，一方面根据电站在电网中承担的任务，满足抽水蓄能电站装机规模对发电调节容量的要求；另一方面尽可能考虑抽水蓄能机组安全稳定运行的要求。根据上、下水库地形地质条件，充分合理利用天然落差，尽可能提高电站的发电水头，并注意控制电站水头或扬程变幅在合理的范围内。

经营模式与经济评价

根据抽水蓄能电站在电网中的作用与功能，对于抽水蓄能电站的建设，国家发展改革委提出由电网公司建设与经营。这是符合我国当前电力发展实际的，可以比较好地处理抽水蓄能电站在调度运用及电价政策上存在的一些问题，对促进抽水蓄能电站建设与经营管理是有利的。随着电力体制改革的不断深入及"厂网分开，竞价上网"政策的逐步落实，对于非电网企业（或电网企业未参股企业）建设抽水蓄能电站，在入网问题上可能存在某种程度不公平竞争现象。为鼓励非电网企业建设抽水蓄能电站的积极性，应当将抽水蓄能电站建设纳入电网规划。在建设之前应就电站的经营模式、价格机制与电网公司协商一致，并得到相关监督部门的认可，以保护双方的权益，取得共赢。

抽水蓄能电站的经营模式与电价机制直接影响到经济评价的客观合理性，现行《抽水蓄能电站经济评价暂行规定》（简称《暂行规定》）实施中存在问题比较多的主要在财务评价方面。《暂行规定》中提出了按照边际成本理论，采用可避免容量成本与电量成本来确定上网容量电价与电量电价的办法，用国民经济评价的方法来进行财务评价。这与现行电价政策和企业的经营机制存在很大的不协调，所测算电价严重脱离实际，使财务评价指标缺少客观的评判标准。改进现行经济评价办法，特别是财务评价方法，重点要解决好两个方面的问题：一是根据抽水蓄能电站的运营特点，选择合理的电价机制；二是确定抽水蓄能电站在电网中承担的功能、作用与价值，合理确定其电价水平。

抽水蓄能电站的运行特点是，发电量一般较少，在系统中的经济效益主要体现在其容量效益上。对于独立经营的抽水蓄能发电企业，处理好与电网公司方面的经济核算关系至关重要，参照目前几个抽水蓄能电站运营的实际情况，大都为独立经营企业，目前采用的电价机制以租赁电价或以容量为主的两部制电价较为有利。鉴于我国的电力体制改革刚刚起步，电力价格体系尚未完善，对于如何确定抽水蓄能电站合理的容量电价比较困难。目前，采用以容量价格为主的几个抽水蓄能电站的容量电价水平基本上还是根据电站的运行成本，主要考虑的是电站在电网的调峰发电与填谷作用来定价的。而对抽水蓄能电站在系统中的调频、调相、事故处理及"黑启动"方面的作用，即通常所说的辅助服务功能尚没有得到应有重现。在电价的形成机制中，对电网的安全稳定所需要支付的成本还没有得到充分的认可和客观体现，这在某种程度上也低估了抽水蓄能电站的价值和效益。

为促进抽水蓄能电站健康发展，