抽水蓄能电站电价形成机制研究

赵增海，张丹庆，韩益民，郭大军

抽水蓄能电站电价形成机制研究

赵增海1，张丹庆2，韩益民1，郭大军2

（1.水电水利规划设计总院，北京 100120；
2.中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司，湖南长沙 410014）

我国抽水蓄能电站还没有形成相对成熟的定价机制，一定程度上制约了抽水蓄能电站的可持续发展，亟需对其价格形成机制进行深入研究。本文针对我国抽水蓄能电站电价机制现状及存在问题，分析费用承担主体和输导方式；结合我国电力体制改革总体部署，按照循序渐进，分步实施的原则，研究提出准市场化环境下、完全市场化环境下抽水蓄能电站的电价形成机制。

电价机制；两部制电价模式；局部竞争；完全市场

0　引言

随着我国国民经济的快速发展和人民生活水平的不断提高，电力需求日益旺盛，电网峰谷差加大，供电质量要求越来越高，电力系统对调峰、保安电源的需求日益迫切。抽水蓄能电站具有调峰、填谷、储能、调频、调相、事故备用和黑启动等多种功能，我国已投产的广州、十三陵、天荒坪等大型抽水蓄能电站运营以来，在解决电网调峰矛盾、保障电力系统安全稳定运行、提高电网消纳新能源的能力等方面发挥了重要作用。

2004年，国家发改委发布《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》（发改能源［2004］71号，简称71号文）；2007年，国家发改委发布《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》（发改价格［2007］1517号），根据相关文件精神，71号文下发前审批的抽水蓄能电站主要采用有单一电量制电价、两部制电价模式；71号文件下发前审批但未定价的抽水蓄能电站采用电网租赁费（容量电价）模式；71号文下发后审批由电网公司控股建设的抽水蓄能电站实行电网内部结算模式。2014年，国家发展和改革委员会发布《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格［2014］1763号），明确在电力市场形成前，抽水蓄能电站实施两部制电价；容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。

在目前电力体制和市场格局下，对抽水蓄能电站费用回收方式的规定较为笼统，缺乏有效的针对性措施，电网经营企业付给抽水蓄能电站的运行费用仍然由电网企业自己负担，相关受益方应承担费用无法输导，电网企业依旧缺乏建设和调度抽水蓄能电站的积极性，制约了抽水蓄能电站的可持续发展。

本文针对我国抽水蓄能电站电价机制现状及存在问题，分析抽水电站费用承担主体和输导方式；结合我国电力体制改革总体部署，按照循序渐进，分步实施的原则，研究提出准市场化环境下、完全市场化环境下抽水蓄能电站的电价形成机制，为国家有关主管部门及有关投资主体在抽水蓄能电站的建设和营运方面提供决策依据。

1　现行电力体制下的电价机制分析

1.1现行电价机制分析

1.1.1现行电价机制

目前，国内抽水蓄能电站主要执行单一电量电价、两部制电价、容量电价、电网内部结算等4种电价模式。十三陵、响洪甸、回龙等抽水蓄能电站采用单一电量电价模式，收入完全取决于上网电量和电价；天荒坪、沙河、天堂等抽水蓄能电站采用两部制电价模式，将容量电价和电量电价分开计费；惠州、桐柏、张河湾、西龙池、宝泉等抽水蓄能电站采用容量电价模式，抽水蓄能电站获得租赁费收入；潘家口、白莲河、响水涧、蒲石河等抽水蓄能电站采用电网内部结算模式，成本纳入当地电网运行费用。

2014年，国家发展和改革委员会出台了《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格［2014］1763号），明确在电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价。电价按照合理成本加准许收益的原则核定，其中，成本包括建设成本和运行成本，准许收益按无风险收益率（长期国债利率）加1%-3%的风险收益率核定。容量电价按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定，电价电价主要弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本，电价水平按当地燃煤火电机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘等环保电价，下同）执行，抽水电量电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行。

1.1.2存在问题分析

“发改价格［2014］1763号”文规定，抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。对抽水蓄能电站费用回收方式的规定较为笼统，缺乏有效的针对性措施，实施起来较为困难。这意味着在销售电价不调整情况下，电网经营企业付给抽水蓄能电站的运行费用仍然由电网企业自己负担，相关受益方应承担费用无法输导，电网企业依旧缺乏建设和调度抽水蓄能电站的积极性。

1.2两部制电价机制的费用输导

抽水蓄能电站具有调峰、填谷、储能、调频、调相、紧急事故备用和黑启动等多种功能，发挥的效益是多方面的，发电侧和电网是主要的受益主体，电力用户相应受益。

为解决抽水蓄能电站费用回收方式，根据“谁受益、谁分担”的市场经济原则，并考虑可操作性，抽水蓄能电站容量电价计得的容量电费考虑由电网企业和发电企业进行分摊，各电网具体分摊比例由独立咨询机构测算后，经省级或国家能源主管部门组织相关各方协商确定。抽水发电损耗电量相应的电量电费由发电企业进行承担。

电网公司承担费用计入电网成本，通过转移支付给抽水蓄能电站。

由发电企业承担的费用，通过电网公司招标采购电量的方式解决。由电网公司作为购电主体，利用电网电力市场交易运营系统，组织电网内符合交易要求的发电企业对电量进行投标。电量招标采购采用“挂牌交易”方式，根据购电需求以定量定价的方式，面向交易主体公布有关标的信息，交易主体进行电量申报。招标电量从年度计划中扣除，作为参与招标发电企业上网电量计划外的超发电量。电量招标采购采用年度招标，分月实施。抽水蓄能电站实际发电量与预估年发电量偏差造成的电费盈缺额，实行年度结转，年际滚动。

1.3现行电价机制的市场化过渡

为推进电价市场化改革，国家在经营期电价的基础上，对火电、风电、太阳能、核电等发电项目相继实行按区域或省（区）平均成本统一定价的标杆电价政策，有效引导了能源投资，并促进了能源的健康发展。抽水蓄能电站站点资源条件各异，相应投资差别比较大，电价差异也较大，为合理控制电站造价、鼓励开发优质资源、促进资源优化配置，抽水蓄能电站应逐步实施标杆容量电价政策。可根据地区经济发展水平、抽水蓄能电站资源条件、站点开发时序等因素，分区域、分阶段实行抽水蓄能电站标杆容量电价。

2　准市场化环境下抽水蓄能电站电价机制研究

2.1准市场化环境分析

在现行电力体制下，主要通过加强政府规划指导和实行项目核准制等行政手段来指导电力生产，以达到能源资源优化配置的目的，现行电价机制在信息不对称情况下，可能出现难以协调各方利益，博弈的各方通过隐瞒自身的成本和效益信息，期待通过寻租获取更多的利益的情况。政府在难以获得企业真实信息情况下，将电价机制简单化，丧失了部分社会福利，降低了资源优化配置的水平。

由于现行的抽水蓄能电价仍采用行政审批的方式，全国范围内的竞争性电力市场也尚未形成，不具备一步到位、推行完全竞争市场下抽水蓄能电站定价的条件。为此，可循序渐进，先实施准市场化的抽水蓄能定价机制，即通过制定一套合理的规则、引入局部竞争来形成抽水蓄能的价格，不再审批、监管、干涉每个电站的经营。准市场化定价机制一方面应尽量与现行体制接轨，减小改革的冲击和变动；另一方面，其设计理念需要发生转变，应在一定程度上体现“使市场在资源配置中发挥决定性作用”。

2.2准市场化环境下的电价机制研究

准市场化环境下，抽水蓄能电站仍采用两部制电价（容量电价+电量电价）模式，容量价格可通过借助现有辅助服务补偿标准、辅助服务市场竞争两种方式形成，电量电价可通过发电权交易市场形成。

2.2.1容量电价形成机制

（1）借助现有的辅助服务补偿标准。在现有条件下，依托《并网发电厂辅助服务管理实施细则》，所有并网发电厂均须出资组建一个用于购买辅助服务的资金池。由于火电等常规机组为提供辅助服务必须预留一定容量，损失了利用该部分容量发电获取利润的机会，而抽水蓄能电站在提供辅助服务时没有机会成本，从最小化发电成本的角度出发，电网有义务优先调用抽水蓄能电站提供辅助服务，按对现有并网发电厂提供辅助服务的补偿标准对抽水蓄能电站进行补偿，形成抽水蓄能电站的容量价格。

（2）建立辅助服务竞争市场。建立调频市场、旋转备用市场等辅助服务市场，通过市场竞争形成抽水蓄能电站提供各项辅助服务的容量价格。该市场机制下，电网优先购买低价机组提供的服务，使电网公司免于核算各个机组提供辅助服务的容量成本，而是通过机组间的相互竞争，迫使机组按提供辅助服务的真实成本报价，抑制其通过报高价获取超额利润的冲动。以其他类型电源提供辅助服务的容量成本来度量抽水蓄能电站的容量价值，也能合理引导抽水蓄能电站的投资。

2.2.2电量电价形成机制

电量电价通过抽水蓄能电站与各类电源对不同时段的发电权进行交易，形成抽水蓄能电站低谷时段买电、高峰时段发电的价格，其价差用于弥补抽水、发电运行成本及电量损耗费用。通过发电权的置换，抽水蓄能电站获得价差收益。火电机组发电权交易情况示意见图1。

图1　火电机组发电权交易示意

3　完全市场化下抽水蓄能电站电价机制研究

市场机制下，通过竞争发现抽水蓄能电站的价格。抽水蓄能电站的快速反应能力、储能特性赋予其在辅助服务、电量等不同交易对象，在日前、实时等不同时间维度的市场获得诸多的投资组合和获利机会，并能够得到合理的回报，主要如下：

（1）在日前市场上，负荷峰谷差较大，抽水蓄能电站既可以作为发电商角色出现，也可以作为电力用户角色出现，通过高峰与低谷的“低买高卖”套利，峰谷价差越大，抽水蓄能电站的收益越大。

（2）在实时市场上，发电剩余容量是有限的，紧张的供求关系决定了实时市场的价格要高于日前市场。抽水蓄能电站以其自身快速跟踪负荷的能力成为调度首选的热备用，将成为实时市场上的价格引导者；在市场中申报增出力—价格曲线和减出力—价格曲线，实时增出力市场的价格一般高于日前市场，抽水蓄能电站在日前市场上抽水获得的电量，可在实时市场上发电，以获取获得更大的收益；在实时减出力市场上，抽水蓄能电站几乎没有成本，比火电等其他电源更具有优势，以零成本获得减出力的补偿，利用实时市场电价的时段性差异套利。

（3）在备用市场上，蓄能电站以快速增减出力的能力，成为备用市场上的佼佼者，在获得备用容量电价回报的基础上，还可以获得实时市场上增减出力的电量电价的收益，是抽水蓄能电站深度调峰价值的市场体现。

（4）在调频市场上，抽水蓄能电站是市场中的优质机组，易于中标。交易成功后，即使没有被调用，也仍然可以获得容量费用的支付；如果在实际运行中被调用，则按照实时市场的电价（上调与下调机组出力）付费，获得容量费用和电量费用。调频市场边际价格将成为确定抽水蓄能电站提供调频服务市场价值的度量。

（5）抽水蓄能电站还可以联合优化其在电量市场、辅助服务市场的投资组合，以合理的比例将其总容量一部分投入电量市场用以抽水发电、赚取电价差；另一部分投入辅助服务市场作为备用容量，赚取容量电费。

完全市场化下，抽水蓄能电站作为一个普通的市场成员参与竞争，通过市场上供求双方的博弈形成抽水蓄能电站的价格，实现社会效益的公平分配。抽水蓄能电站优势明显，可以在日前、实时等不同时间维度的辅助服务市场、电量市场，通过参与竞争获得诸多的获利机会，得到合理的回报。通过市场这个“看不见的手”的配置作用，通过市场成员竞争形成的电量、容量价格能准确揭示抽水蓄能电站的价值，并引导抽水蓄能电站建在最需要、能发挥最大价值的地方。

4　结论和建议

（1）根据《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》精神，为实现市场在资源配置中的决定作用，需逐步建立完善的电力市场。抽水蓄能电价机制应结合我国电力体制改革总体部署，循序渐进，分步实施，按现行电力体制、准市场化环境、完全市场化环境3个阶段逐步进行电价机制改革。

（2）现行电力体制下，抽水蓄能电站采用两部制电价模式，根据“谁受益、谁分担”的市场经济原则，推荐容量费用由电网公司、发电侧进行分摊，电量费用由发电侧分担；电网公司承担部分计入电网运行成本，发电侧承担部分通过低谷电量招标的方式将费用传导至发电企业。为推进电价市场化改革，容量电价按照单个电站合理收益要求核定，并逐步过渡到区域标杆容量电价，准市场环境下，抽水蓄能电站仍采用两部制电价模式，容量价格可通过借助现有辅助服务补偿标准、辅助服务市场竞争两种方式形成，电量电价可通过发电权交易市场形成。完全市场环境下，抽水蓄能电站参与市场供求双方的博弈，通过辅助服务市场、电量市场等竞争实现其价值。

（3）抽水蓄能电价机制改革不具备一步到位的条件。为实现相关政策的逐步完善和平稳有序推进，建议选择具有代表性电网开展试点工作，探索、积累、总结经验，通过局部示范、以点促面，逐步推广。

［1］郭大军，张丹庆，陈振虹.发电侧峰谷分时电价机制促进抽水蓄能电站投资回收作用研究［C］∥抽水蓄能电站工程建设文集，2013：439-444.

［2］李明英，杨定贵，陈振虹.溧阳抽水蓄能电站效益实现机制初探［J］.水力发电，2010，36（7）：19-21.

［3］朱美芳，姚瑜.现有抽水蓄能电站电价机制及运营模式的探究［J］.华东电力，2007（5）：65-67.

［4］唐瑱，高苏杰，郑爱民.国外抽水蓄能电站的运营模式和电价机制［J］.中国电力，2007（9）：15-18.

［5］杜景灿，张宗玟，周北文.现行电力体制下抽水蓄能电站投资回收机制研究［J］.水力发电，2010，36（3）：1-5.

（责任编辑高瑜）

老挝湄公河北本水电站可行性研究报告（修订版） 通过审查

2015年11月9日至10日，受大唐（老挝）北本水电有限公司的委托，水电水利规划设计总院在北京主持召开了老挝湄公河北本水电站可行性研究报告（修订版）审查会议。有关单位的领导、专家和代表参加了会议。

会议听取了中国电建集团昆明勘测设计研究院有限公司关于修订报告主要内容的汇报，并分组进行了认真的讨论和审议。会议审查认为，本北水电站工程供电范围、建设条件、工程方案没有变化，修订后的设计概算满足现行编制规定、费用标准、概算定额及国家对外投资管理和老挝方有关规定的要求，工程经济合理、财务可行，修订报告的内容和设计深度满足水电工程可行性研究报告编制规程的要求。会议还对下阶段可优化调整的设计内容进行了讨论，会议达到了预期要求。

北本水电站位于老挝人民民主共和国北部乌多姆赛省北本县境内的湄公河上，是湄公河干流梯级开发方案的第一个梯级电站。工程开发任务以发电为主，兼顾航运。枢纽工程主要由河床式厂房、泄洪闸、船闸、鱼道及混凝土重力坝等建筑物组成。

2011年4月，《老挝湄公河北本水电站可行性研究报告》通过了水电水利规划设计总院的审查，考虑到已经审查通过的可行性研究报告距现在已超过4年，河道径流系列有所延长，设计概算编制规定、相关价格水平及经济评价等边界条件发生了较大的变化，昆明勘测设计研究院在保持可行性研究报告相关工程规模、设计方案不变的条件下，重点对可行性研究报告水文资料进行了复核，对设计概算、经济评价进行了重新修订，并于2015年11月提出了《老挝湄公河北本水电站可行性研究报告（修订版）》

（水电水利规划设计总院）

Study on Pricing Mechanism of Pumped-storage Power Station

ZHAO Zenghai1，ZHANG Danqing2，HAN Yimin1，GUO Dajun2
（1.China Renewable Energy Engineering Institute，Beijing 100120，China；2.PowerChina Zhongnan Engineering Corporation Limited，Changsha 410014，Hunan，China）

Because no relative mature pricing mechanism for pumped-storage power station in China，the sustainable development of pumped-storage power station is restricted，so the deep research on price mechanism is necessary.The existing problems of pricing mechanism for pumped-storage power station are studied and the cost bearers and transferring way are analyzed.Combined with the reform plan of power system in China，the pricing mechanisms for pumped-storage power station under local or fully competitive electricity market are proposed respectively in accordance with the principle of progressive and step-by-step implementation.

pricing mechanism of electric power；two-part pricing system；local competition；fully competition

TM743

A

0559-9342（2016）02-0094-04

2015-11-20

赵增海（1970—），男，黑龙江双鸭山人，教授级高工，主要从事政策研究、水能规划、水库优化调度及电力市场设计等工作.