适应电力体制改革的抽水蓄能电站价格机制研究

张富强，刘 昌，姜阶华，杨 岭，焦冰琦，徐志成，冯君淑

(1.国网能源研究院有限公司，北京102209；2.国网新源控股有限公司，北京100761)

0 引 言

在输配电价改革前，根据价格主管部门相关政策[1]，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。抽水蓄能电站与电网企业按照政府物价主管部门审批的价格标准结算电费。2016年12月，国家发展改革委(以下简称“发改委”)印发了《省级电网输配电价定价办法(试行)》[2]，明确提出抽水蓄能电站相关费用不纳入电网公司准许收益；但对该费用如何疏导并无明确规定。因此，新投产和已投产尚未疏导的抽水蓄能电站面临电费不能正常结算的困局，影响抽蓄行业的健康发展。截至2017年底，黑麋峰抽水蓄能电站25%容量的电费不能正常结算，已累积亏损5.06亿元；2016年新投产江西洪屏抽水蓄能电站2017年容量电费目前也未能全额结算。

为此，本文首先结合抽蓄电站的基本功能及其在新形势下发挥的新功能，分析其在各区域差异化的功能定位；其次，深入剖析了当前我国电力体制改革中抽蓄电价机制存在的问题；在此基础上，参考国外成熟电力市场的运行机制及经验，测算了抽蓄电站参与电力市场的收益规模；最后，提出适合我国国情的抽水蓄能电价机制及回收模式，为市场环境下抽蓄电站的健康发展提供政策参考。

1 新形势下抽水蓄能电站建设的必要性

1.1 新形势下抽蓄电站功能定位

目前，抽水蓄能电站已成为保障电网安全、经济运行的稳压器、调节器、存储器。在新形势下，抽水蓄能电站通过基本功能(调频、调相、事故备用、黑启动等)的组合和扩展使其在促进风、光、核等清洁能源消纳[3- 4]、提升电网安全水平[5- 6]及缓解系统峰谷差矛盾[7]等方面发挥着保安全、促消纳、调峰谷等重要作用。其功能转变见图1。

图1 抽蓄电站在新形势下功能定位的转变

1.2 功能定位的差异性分析

我国幅员辽阔，各地区社会经济发展程度不均，负荷特性及电源结构也存在较大差异；因此，抽水蓄能电站在发挥其基本功能的同时，其在具体区域发挥的主体功能也将体现出一定差异性。为此，本文结合各地区电网的现状及未来发展趋势对各区域抽水蓄能电站的功能定位进行分析(见表1)。

表1 各区域抽水蓄能电站主要功能定位

华北和华东电网具有重要的负荷中心、相对密集的特高压落点，且消纳自身或外来清洁能源的压力较大，因此这两个区域抽水蓄能电站的定位包括全部四类；华中电网自身水电相对丰富，风、光、核等清洁能源比重较低，但未来将有多个特高压落点位于该电网，因此该区域的抽水蓄能定位还包括特高压电网的坚持支撑；东北和西北电网中新能源比重较高，抽水蓄能主要定位于促进清洁能源消纳。

2 国内外抽水蓄能电站价格机制现状

2.1 发达国家抽水蓄能电站价格机制

全球1.5亿kW的抽水蓄能电站中，约85%采用电网统一经营方式或租赁制形式，如法国、日本等国家以及美国的部分州。该方式下，抽水蓄能电站或者作为电网的一个构成部分，或者是第三方投资的抽水蓄能电站由电网租赁，相关费用纳入电网统一核算，通过销售电价一并疏导[8- 9]。全球约15%的抽水蓄能电站通过参与电力市场竞争获取收入，典型代表如英国、美国的RTO/ISO所覆盖区域。该方式下，抽水蓄能电站多由独立发电厂(IPP)或者发配(售)一体的公用事业公司投资建设，通过参与能量市场和辅助服务市场获取收益。但在市场上所获收入仅能覆盖其成本的20%～30%，还需要与调度交易机构签订中长期合同出售黑启动、无功等服务获取稳定收入才能解决投资回报问题。

全球抽水蓄能电站较少通过参与市场竞争解决收益回报问题的主要原因：①收益难以确定。抽水蓄能电站提供的紧急事故备用、黑启动等辅助服务对电力系统安全稳定运行作用巨大，但受益对象广泛、难以量化表征，因此也难以确定补偿标准。②市场风险。面临电价波动带来的风险，投资者一般倾向于投资风险较小的项目。近10年来，随着风、光等新能源的快速发展，对抽水蓄能的需求大增，然而国外也面临由于市场风险导致对抽水蓄能电站投资积极性不高的问题。③历史惯性。20世纪建设的抽水蓄能电站业主绝大多数是垂直垄断的电力公司，仍沿用将成本纳入销售电价的既有收益回报模式。

2.2 我国抽水蓄能电站价格机制

目前，国家电网公司(以下简称“国网”)经营区现有抽水蓄能电站电价主要有两部制电价和单一容量电价，抽水蓄能电站相关费用基本已通过销售电价疏导。截至2016年底，国网新源公司已投产运行的20座抽水蓄能电站中，主要执行两种电价模式：一是两部制电价，有浙江天荒坪、辽宁蒲石河、福建仙游、北京十三陵、河南回龙、浙江仙居、江西洪屏7家抽水蓄能电站。两部制电价中的容量电价由发改委核定，主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，由省级电网公司与抽水蓄能电站结算，容量费纳入当地省级电网(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；电量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机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘等环保电价，下同)执行，电网企业向抽水蓄能电站提供的抽水电量，电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行。二是容量电价，有山东泰山、浙江桐柏、江苏宜兴、安徽琅琊山、河北张河湾、河南宝泉、山西西龙池、湖南黑麋峰、河北潘家口、吉林白山抽水蓄能、湖北白莲河抽水蓄能、安徽响水涧、安徽响洪甸等13家抽水蓄能电站[10]。

2.3 我国抽水蓄能电站价格机制面临的问题

在我国新的改革环境下，抽水蓄能电站电价面临原有疏导机制无法落实、辅助服务分担共享实施较难、现有市场不能体现抽水蓄能价值等问题。

2.3.1 抽水蓄能电价疏导机制需要明确

《省级电网输配电电价定价办法(试行)》指出：抽水蓄能电站不得纳入输配电有效资产[2]，但对通过何种途径疏导并无明确规定，新投产和已投产尚未疏导的抽水蓄能电站面临电费不能正常结算的困局。因此，需要研究适合现阶段的抽水蓄能电价疏导机制。

2.3.2 现有辅助服务市场不能体现抽水蓄能价值

以目前我国正在运行的东北辅助服务市场交易为例：首先是辅助服务品种单一，仅涉及调峰和黑启动，并未涉及AGC、备用服务；其次，东北辅助服务市场对调峰服务调节速率的要求没有细分，抽水蓄能电站调节速率快的优势无法得到体现；第三，对于抽水蓄能电站提供的超额抽水电量和黑启动服务，均采用行政定价办法给予少量补偿，并没有反映出真实的市场价值。

2.3.3辅助服务分担共享机制需要大量数据和时间的积累

根据中发〔2015〕9号文要求，要遵照“谁受益、谁承担”的原则建立用户参与的辅助服务分担共享机制。在当前输配电价改革已基本完成之际，尚未及时出台上述机制的实施办法，出现了政策衔接的空档期，造成新投产抽水蓄能电站不能正常结算的情况。同时，抽水蓄能电站的运行特点也决定了这一机制难以在未来的辅助服务市场中具体落实：一方面，抽水蓄能电站提供的调频、调相、事故备用、黑启动等所产生的效益难以准确计算；另一方面，抽水蓄能电站辅助服务的受益对象众多，包括火电、核电、新能源等各类电源，也包括电网和用户，具体受益对象具有普遍性和广泛性，难以精准分摊。以上特点导致精准分摊不具备可操作性。

3 抽水蓄能辅助服务功能市场化的可行性分析

下文对抽蓄电站的各类辅助服务参与市场的可行性分别进行分析：

(1)一次调频。这是发电机组调速系统频率特性所固有的能力，随频率变化自动调整，所以一次调频辅助服务是所有发电机组义务提供的，属于基本辅助服务，不适合通过辅助服务市场获取。

(2)自动发电控制(AGC)。抽水蓄能电站响应速度快于常规发电机组，极具竞争优势，但国内外现有辅助服务市场并没有设计细分差异化的服务品种，导致无法凸显抽水蓄能的优势和价值，因此抽水蓄能提供的AGC服务不适宜参与市场竞争。

(3)调峰。抽蓄电站调节速率快的优势在现行交易机制下无法得到充分体现，对于专职提供辅助服务的抽水蓄能而言，与将调峰作为“副业”的其他机组在现有无差异交易机制下同台竞争，结果无疑是不公正的。因此，抽水蓄能不适宜参与现行机制下的调峰市场交易。

(4)常规备用。抽水蓄能电站提供备用的响应速度远快于常规电源，但国内外辅助服务市场中并没有设计细分差异化的服务品种，无法体现抽蓄在提供备用时的响应速度优势，因此抽水蓄能提供的常规备用服务不适宜参与现行机制下的市场竞争。

(5)紧急事故备用。其用于发生紧急事故时维持发电与负荷的平衡，因此需要快速的响应速度。以澳大利亚备用市场为例，事故备用要保证在5 min内使系统恢复到正常的运行频率范围。紧急事故备用的市场提供主体少，市场竞争不足，因此抽蓄提供的紧急事故备用不适合参与市场竞争，而适宜通过中长期招投标形式或专门的双边合同获取。

(6)黑启动。电力系统崩溃具有突发性、紧急性等特点，这就使得黑启动服务的需求具有不可预测性，同时还要求提供黑启动服务的机组具备快速响应的特点；其次，电网中一般仅有抽水蓄能电站、备用容量充裕的水电站以及单循环燃气电站具备黑启动能力，机组数量有限，即潜在的市场参与者较少。所以，黑启动服务同样不适于参与短期的现货市场竞争，一般通过中长期招投标或专门的双边合同获取。

由以上分析可知，各类电源提供的一次调频、无功、黑启动、紧急事故备用等服务不适于参与短期的现货市场竞争；常规电源提供的AGC、常规备用适合参与现货市场竞争；抽水蓄能提供AGC、常规备用服务时具备响应速度快、爬坡速率高等优势，但是国内外辅助服务市场中并没有针对抽蓄特点设计细分差异化的服务品种，无法体现抽蓄的优势和价值，因此抽蓄提供的AGC、常规备用服务也不适于参与辅助服务市场竞争。

4 成熟电力市场下抽水蓄能电价及回收规模测算

按照我国电力市场改革的安排，未来将逐步建设电能量现货市场及辅助服务市场。假设抽水蓄能电站按照政府要求参与电力市场竞争，抽水蓄能电站参与其中的电能量市场及AGC、常规备用等辅助服务市场获利。

按照国际经验[11- 14]，电力辅助服务价格很低，其市场规模有限，如澳大利亚电力市场和美国各电力市场辅助服务费用占其电能量费用总额的比重均在2%以内。以蒲石河电站为例，测算抽水蓄能电站通过电能量市场及各类辅助服务市场所能获得的收益。预计2020年辽宁电量装机规模达到2 443亿kW·h，按照上述2%的辅助服务费占比及当前年辽宁平均销售电价0.593元/(kW·h)[15]测算得出其则辅助服务总费用约为28.97亿元，蒲石河120万容量占全省3 911万kW调峰电源总装机(不包含风、光、核等非调峰电源装机1 257万kW)的比重为3%，按照文献[16]中辅助服务费用分配方案测算得出成熟电力市场下蒲石河可分得0.87亿元。考虑加上电能量市场的收益，两者的收益占所需容量电费的比重约为30%，与现行容量电费(约6亿人民币)仍存在较大资金缺口(见表2)。

总体看，即使抽蓄参与辅助服务市场，获得的收益也较低。此外，随着站址资源开发难度增加，未来抽水蓄能电站投资成本还将大概率上浮，市场长期收益预期的不确定性还将进一步加大抽水蓄能电站的投资风险。

表2 电力市场成熟阶段抽蓄电站辅助服务市场、总收益及其占比测算

5 政策建议

未来我国在完善抽水蓄能电站价格机制的过程中，需客观考虑抽水蓄能电站的具体特征。

(1)电源定位不同。抽水蓄能电站不同于其他电源，不以发电为主要目的，而是通过抽发来保证系统安全稳定的一个重要装置。

(2)抽水蓄能电站部分服务“商品属性”不明显。如黑启动及紧急事故备用等辅助服务由于提供商少且不确定性较大，实际中难以形成畅通的交易通道，导致其商品属性难以呈现。

(3)抽水蓄能电站服务具有普遍性、交叉性、难以计量且不同区域功能定位有所不同：①抽水蓄能的调频、事故备用和黑启动等功能服务于整个电力系统，受益对象具有普遍性，在当前政策形势下，无法准确识别受益对象；②抽水蓄能提供的辅助服务具有交叉性，其可同时提供调峰、消纳新能源、支撑特高压发展等交叉服务；③抽水蓄能产生的直接经济效益在调峰填谷等运行情景中是相对明确的，可以量化，但提供其他类型辅助服务的效益则难以精确量化，针对紧急事故备用、黑启动等服务，以保障系统安全稳定运行与事故后及时恢复为首要目的，更难以进行效益量化；④位于不同区域的抽水蓄能电站其功能侧重点不完全相同，发挥的作用亦不完全相同。因此，在深化电力体制改革进程中，尤其是在成本回收方面，不能完全将抽水蓄能与常规的电源品种等同起来，有必要制定与其特征相适应的政策机制。

根据抽水蓄能电站功能全面、优势独特、普遍服务的特点，结合我国当前电力市场建设进程，对抽水蓄能电站电价机制提出以下建议：

(1)关于核价机制。按照2014年国家发改委1763号文件执行，实行两部制电价。其中，容量电价主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定；电量电价主要体现抽水蓄能电站通过抽发电量实现的调峰填谷效益，用于弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本。

(2)关于电价疏导机制。建议纳入区域电网输配电准许成本，随输配电价一并传导回收，同时处理好与核价周期衔接及疏导范围问题。考虑到抽水蓄能电站服务受益群体多且不易准确区分、具备社会公共产品属性的特点，其容量电费及抽发损耗应由所有用户共同承担，以体现公平分担原则。操作上可采取随输配电价一并回收的方式，在区域电网输配电价定价办法中明确区域电网准许成本包含电网企业向抽水蓄能电站等单位采购支付的“辅助服务”费用(即容量电费等)及所承担的抽发损耗支出。同时应处理好与核价周期衔接及疏导范围问题。即，一是在输配电价核价周期内应准确包含在运和即将投运的抽水蓄能电站项目，以确保项目投产后能够正常运营。由于抽水蓄能电站建设周期长，其投运时间可能存在与核价周期错位的现象，为此，核价方案应充分考虑抽水蓄能电站的投产时间，在每一核价周期开始前，将核价周期内在运和预计新增的抽水蓄能电站的容量电费纳入本轮核价方案，确保充足的抽水蓄能电站容量电费来源。二是要逐步扩大抽水蓄能电站容量电费分摊范围，按照调度运行关系和实际受益区域进行合理分摊。目前我国大部分抽水蓄能电站由区域网调实际调度，受益范围不仅包含抽水蓄能电站所在省份，而且还包括该区域的其他省份，为体现“谁受益，谁承担”的分担原则，并减少抽水蓄能电站布局集中省份的成本分担压力，应在厘清受益范围和程度的基础上，将容量电费的分摊范围扩大到该区域内所有受益省份。具体操作上，可将容量电费纳入区域电网输配电成本，在区域电网内按“谁受益、谁承担”原则由相关省级电网分摊，并通过省级电网输配电价回收。抽水蓄能电站与省级电网企业按照政府物价主管部门审批的价格标准结算电费。

(3)在销价疏导的基础上，探索多方式资金来源渠道。一是从降低弃风、弃光产生的效益中部分解决抽水蓄能资金来源。2017年上半年我国弃风弃光率同比分别下降了7个百分点和4.5个百分点，减少的弃风弃光对应经济效益约154亿元。而目前通过特高压远距离输电是解决“三弃”、提高能源利用效率的最有效途径，抽水蓄能在输送过程中的电源侧、电网侧及负荷端均发挥着重要作用，因此，送出端受益的风电、光伏发电应在送出电价中承担一部分抽水蓄能服务费用。二是配套受益主体适度负担方式，考虑抽水蓄能电站对核电稳定运行的调节作用，建议对核电增加利用小时数或不参与调峰所产生的经济效益，在核电电价中扣除适度比例用于承担抽水蓄能运营费用。三是探索设立全国性的调度服务基金，用于解决新投产抽水蓄能机组未疏导前的运营费用补偿问题。