呼和浩特抽水蓄能电站电价机制及对策研究分析

余 健，白 威，刘 蕊

(1.中国电建集团北京勘测设计研究院有限公司，北京 100024；2.内蒙古呼和浩特抽水蓄能发电有限责任公司，内蒙古 呼和浩特 010051)

呼和浩特抽水蓄能电站(以下简称呼蓄电站)位于内蒙古自治区呼和浩特市东北部的大青山区，是内蒙古自治区第一座抽水蓄能电站，依据投资测算报告，工程静态总投资53.26亿元，动态总投资65.92亿元，对蒙西电网具有调峰、填谷、调频、调相、事故备用和黑启动等多种功能，主要是保障蒙西电网安全稳定经济运行，并可提高蒙西电网新能源消纳。呼蓄电站枢纽主要由上水库、水道系统、地下厂房系统、下水库工程组成，电站安装4台300 MW水泵/水轮发电电动机组，总装机容量1 200 MW。以500 kV一回出线接入蒙西电网，电站额定水头为521 m，设计年发电量20.075亿kW·h，年抽水电量26.767亿kW·h，年发电利用小时数1 673 h、年抽水利用小时数2 174 h[1]。呼蓄电站于2006年8月由国家发改委核准，工程建设历经10年，投产运行近5年，工程竣工财务决算控制在审定概算范围65.85亿元以内，电站枢纽建筑物运行性态良好，机组设备性能优良，各项运行特征指标均满足设计、规程规范和考核目标要求。

1 现行电价模式分析

1)单一电量电价模式。2004年以前投产的抽水蓄能电站大部分采取了单一电量电价经营模式，国家发改委核定抽水蓄能电站的上网电价(相对较高)和抽水电价(相对较低)，电站按电网调度要求运行，电站经营收益通过电量电费实现[2]。如北京十三陵、安徽响洪甸、浙江溪口、河南回龙抽水蓄能电站均采用了单一电量电价模式。

2)两部制电价模式。所谓“两部制电价”是按照发电厂机组的可用容量及上网的发电量分别计付电费的电价制度，包括容量电价和电量电价。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的固定成本及准许收益原则核定；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，主要弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本[3]。华东地区天荒坪抽水蓄能电站采用了两部制电价模式，其容量电价为470元/kW·a，上网电价0.264元/kW·h，抽水电价0.182 9元/kW·h。此外，湖北天堂、江苏沙河抽水蓄能电站也采用了两部制电价模式。

3)租赁模式。由电网公司和发电企业联合租赁，租赁费由抽水蓄能电站和电网公司、发电企业协商确定。电站的成本、经济收益完全通过租赁费回收，如广州抽水蓄能电站采用租赁经营模式。

4)国家核定租赁费模式。国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则，核定抽水蓄能电站的年租赁费，不再核定电价。根据《国家发展改革委关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》(发改价格[2007]1517号)等租赁费核定文件，租赁费一般由电网企业承担50%，发电企业和用户各承担25%。根据发电企业应承担的年租赁费、国家批准的抽水电价与中标企业标杆电价形成的价差确定招标抽水电量，电网企业通过招标抽水电量电费之差收取发电企业应承担部分，用户承担部分纳入销售电价调整方案统筹解决[4]。目前，浙江桐柏、山东泰山、河南宝泉、河北张河湾、山西西龙池、广东惠州、江苏宜兴、安徽琅琊山等相当数量的抽水蓄能电站采取了国家核定租赁费的经营模式。

2 呼蓄电站电价机制的研究

2010年9月，内蒙古自治区发改委组织对呼蓄电站的电价机制进行深入的调查研究、反复测算和论证，首先重点分析了呼蓄电站在蒙西电网中的作用及面临的问题，呼蓄电站运行可有效提高蒙西电网调峰能力和接纳风电能力，可减小风电弃风，改善常规火电机组运行状况，提高电网调峰、调频、调相能力，无论静态效益还是动态效益都非常显著。但是，运营模式不明确是呼蓄电站面临的主要风险。结合国内抽水蓄能电站电价机制及相关的政策法规对比分析，提出了三种运营模式的建议。

2.1 电网企业租赁模式

该模式为我国目前抽水蓄能电站运营模式的普遍情况。假设呼蓄电站机组由电网公司租赁运营，电网公司支付租赁费。按照弥补固定成本和合理收益的原则，年租赁费为7.56亿元。本着不调整销售电价的原则，租赁费由电网企业和发电企业分摊。参考国家发改委的有关规定，确定电网企业和发电企业承担的比例各为50%，即3.78亿元。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。当呼蓄电站运行费用由电网企业承担时，采购抽水电量的指导价格为0.143 7元/kW·h；当呼蓄电站运行费用由发电企业承担时，采购抽水电量的指导价格为0.072 5元/kW·h，同时对抽水电量的认购工作进行了详细分析。由于电价较低，火电企业认购抽水电量的积极性较低，抽水电量将主要由风电企业认购。供热期存在弃风时，抽水电量的认购工作很好开展，并给出了具体的操作方式。为了解决非供热期抽水电量的认购问题，提出了一种新的认购方式，将抽水电量的认购分为非供热期和供热期，两个时期内的认购电量按照1∶1(或者1∶1.2，该比例可以适当调整)进行配比，即非供热期认购1 kW·h抽水电量，供热期才能认购1 kW·h电量。在这种认购方式下，风电企业仍然可以通过认购抽水电量获得收益，同时也解决了非供热期抽水电量的认购问题，使得呼蓄电站的效益能够得到充分发挥。

2.2 充分利用弃风电量的租赁模式

该模式以租赁制为主，符合我国目前抽水蓄能电站运营模式的情况，合理衡量呼蓄电站的动态效益，但又充分利用风电的弃风电量实现呼蓄电站的收益，体现了谁获益谁补偿的原则。当存在弃风时，充分利用弃风电量抽水发电。由于风能是一种成本几乎为零的一次能源，在出现弃风的情况下，风电场能够接受较低的电价。风电企业利用弃风电量认购呼蓄电站的抽水电量，抽水电价为零，但风电企业仍然可以通过国家可再生能源发电补贴获得额外收益。白天呼蓄电站以脱硫燃煤机组标杆上网电价发电，利用电价差获取一部分收益。考虑供热期每日弃风时，呼蓄电站的这部分收益为3.29亿元。呼蓄电站的动态效益同样显著，但不易衡量，因此，采用租赁制予以体现。按照补偿固定成本和合理收益的原则确定呼蓄电站的年租赁费，减去呼蓄电站利用弃风电量抽水发电获得的收益，就是电网公司支付给呼蓄电站的租赁费，在动态总投资为70亿元时租赁费约为4.27亿元。租赁费由电网企业和发电企业分摊，分摊比例按照国家发改委的有关规定，可确定为电网企业和发电企业各承担50%，均为2.14亿元。由发电企业分摊的租赁费采取有偿辅助服务的方式，由并网发电厂按照上网电量分摊，但不同的发电厂根据提供辅助服务情况的不同设定不同的分摊权重系数，发电厂提供的辅助服务越多，权重系数越小，分摊越少。

2.3 风电企业租赁模式

在这种模式下，呼蓄电站由多家风电企业联合租赁运营，风电企业承担呼蓄电站的年租赁费。电网企业负责风电和呼蓄电站的联合运行。在现有电网接纳风电能力的基础上，租赁呼蓄电站的风电企业获得额外的发电量，这部分电量由呼蓄电站抽水消纳，风电企业由于呼蓄电站的运行获得收益。每年结算时，各风电企业按照所增加的发电量，承担呼蓄电站的租赁费用。对这种模式进行了经济性分析，当呼蓄电站所吸收的弃风电量大于14.824亿kW·h时，租赁呼蓄电站的风电企业就能够获得收益。

3 呼蓄电站电价的探索与分析

2009年10月～2018年12月，呼蓄电站由中国长江三峡集团有限公司(以下简称三峡公司)建设、运营和管理。期间，在三峡公司和内蒙古自治区政府的多次商谈下，呼蓄电站的电价机制初步形成。内蒙古自治区政府、内蒙古自治区发改委、三峡公司多次向国家发改委汇报情况，国家发改委于2013年组织专家组就抽水蓄能电站的电价问题进行了专题研究，根据全国抽水蓄能电站的实际情况，在2014年发布了《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》([2014]1763号)文件，抽水蓄能电站电价机制的确定有了政策依据。

2014年9月，呼蓄公司根据国家有关文件精神向内蒙古自治区发改委报送了《关于核定呼蓄电站电价有关问题的请示》，文件中提出呼蓄电站每年的容量电价约为816元/kW(比可研报告中预测的1 090.668元/kW低)，每年约9.61亿元；电量电价按蒙西电网燃煤机组标杆上网电价0.300 4元/度执行，抽水电价按蒙西电网燃煤机组标杆上网电价的75%执行，为0.225 3元/kW·h；每年抽发损耗电费约为2.01亿元。根据国家发展和改革委员会的有关文件精神，呼蓄电站实行两部制电价。

3.1 容量电价

根据内蒙古自治区发改委的意见，考虑各方面的实际情况，采取合理分担，分部落实的政策解决，具体如下：①通过内蒙古自治区煤电联动腾出的空间疏导3亿元容量电费；②按照内蒙古自治区政府《关于建立可再生能源保障性收购长效机制的指导意见》(内政办法[2015]25号)中“可再生能源发电量执行年度计划管理”，通过蒙西电网风电企业年平均利用小时超出2 000 h的部分视为超发电量，从超发中拿出部分收益弥补呼蓄电站剩余容量电费。

3.2 电量电价

按照《国家发展改革委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)要求，呼蓄电站发电上网电价按燃煤机组标杆上网电价执行，抽水电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行。

3.3 容量电价分部落实情况

经过呼蓄公司坚持不懈与内蒙古自治区政府、内蒙古自治区发改委的沟通协调，不断加强与内蒙古自治区政府的协商，争取内蒙古自治区发改委多次召集蒙西地区大部分风电企业、内蒙古电力(集团)有限责任公司等相关单位组织召开专题会议，研究协调呼蓄电站电价有关问题。内蒙古自治区政府和内蒙古自治区发改委听取了呼蓄公司有关人员的汇报和建议，并就这些问题达成了共识。

2015年4月，内蒙古自治区发改委发布了《关于降低我区燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知》(内发改价字[2015]431号)文件，文件规定“利用下调燃煤发电上网电价形成的降价空间，在内蒙古西部电网疏导内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站部分容量电费3亿元”。

2015年11月，内蒙古自治区发改委发布了《关于蒙西地区可再生能源发电企业分摊呼和浩特抽水蓄能电站电价有关事宜的通知》(内发改价字[2015]1500号)文件，文件规定呼蓄电站容量电价按照弥补固定成本和准许收益的原则确定，在成本监审完成前，暂定为每年6亿元，抽发损耗暂定为每年1亿元。其中，容量电价已通过2015年煤电联动机制疏导3亿元，抽发损耗已通过输配电价改革进行了疏导。未疏导容量电价和抽发损耗部分，一并通过蒙西地区可再生能源发电企业超发收益承担。

2016年4月，内蒙古自治区发改委发布了《关于2015年蒙西电网风电企业分摊呼蓄电站容量电价有关问题的通知》(内发改价字[2016]478号)对蒙西电网风电企业承担呼蓄电站容量电价的具体执行做了规定，此次解决1.46亿元。

2017年5月10日，内蒙古自治区发改委发布了《关于结算内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站2015年剩余容量电费的函》(内发改价函[2017]285号)文件，文件规定2015年应结算容量电费4.65亿元，已结算容量电费3.38亿元(其中包含煤电联动收入2.10亿元，风电企业收入1.28亿元)，未结算容量电费1.27亿元，文件要求内蒙古电力(集团)有限责任公司向呼蓄公司结算容量电费1.27亿元。

2018年1月，内蒙古自治区发改委发布了《关于结算内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站2016年剩余容量电费》的文件，1～3月分3次与内蒙古电力(集团)有限责任公司向呼蓄公司结算3亿元容量电费。至此2015年4.65亿元容量电费全部收回，2016年6亿元容量电费全部收回。自2014年10月首台机组投产发电至2018年4月底，容量电费应收18.65亿元，已累计回收14.65亿元，总电费回收率达到78.55%，在和同等装机容量、同类抽水蓄能电站相比较，电费回收率达到了较高水平，但剩余4亿元容量电费未能落实资金来源。

4 电价机制弊端探讨

单一容量电价运营模式对抽水蓄能电站的调用缺乏激励作用，导致机组利用率不高。此类抽水蓄能电站收入来自固定容量电费，电站收益与机组利用率基本无关，机组运行时间增加反而会提高运营成本，抽水蓄能电站缺乏发电的积极性。例如，华北、华东区域共有9家抽水蓄能电站执行单一容量电价，2014年1～9月平均发电利用小时仅为439 h，与执行其他两种电价机制的抽水蓄能电站差距明显。其中，山西西龙池电站、河北张河湾电站发电利用小时数甚至低于300 h。

单一电量电价造成抽水蓄能电站效益过度依赖抽发电量，导致抽水蓄能电站调用频繁、多发超发。此类抽水蓄能电站没有固定容量电费收入，只能通过抽发电量盈利，个别电站利用小时数明显偏高[5]。例如，全国实行单一电量电价的抽水蓄能电站共有4家，年平均发电利用小时数为1 600 h左右，远高于国内抽蓄电站平均水平，个别电站甚至违背了抽水蓄能电站调度运行导则规定的年度发电利用小时不超过设计值的原则。

两部制电价机制等措施仍需细化落实，在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主、电量、容量电价、抽水电价和上网电价，同时已核定电价的抽水蓄能电站应逐步实行两部制上网电价。但相关招标竞价方式、电价测算方法、工作时间节点、各方职责等尚未明确，两部制电价推进工作无实质性进展，现有的抽水蓄能电站未能完全充分发挥作用[6]。

部分地区由于电力系统网源情况变化较大，以及电网与抽水蓄能电站发展不协调、建设不配套等原因，导致抽水蓄能电站投运后，运行需求不足，未能充分发挥调峰填谷等作用。例如，山西西龙池抽水蓄能电站所在的晋北地区由于风电快速增长、网源发展不协调，存在窝电问题，4台机组中有2台在用电高峰时段不能全启发电，用电低谷时段不能全启抽水，抽水蓄能电站难以充分发挥作用。

5 结 语

呼蓄电站电价机制虽然已经落地，在成本监审完成前暂定为6亿元/年，其中煤电联动政策疏导3亿元，剩余容量电费由蒙西风电企业通过超发电量，拿出部分收益承担。由于对抽水蓄能电站的特殊性认识不同，加之制定的电价政策较为宏观，电力市场化前，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。对于确立抽水蓄能电站的运行机制起到了积极作用。由于电力体制、输配电价改革的逐步推进，特别是对于“抽水蓄能电站的容量电费和抽发损耗作为销售电价调整因素统筹考虑”还没有可操作的具体办法，而是由国家价格主管部门去掌握实施，由于各种因素还难于到位，所以电价政策更加难以完全落实，电费不能全额回收。

电价机制是抽水蓄能电站运营的核心，离开电网由发电企业运营抽水蓄能电站容量电费回收异常艰难。呼蓄电站容量电价问题最好的解决方式是将剩余容量电费纳入内蒙古电网输配电价改革成本费用中统一核算，形成解决容量电费资金来源的长效机制。呼蓄电站2015年～2018年的容量电费已全部回收完成，暂定为每年6亿元的容量电费，每月能足额回收，2019年根据《内蒙古自治区发展和改革委员会关于呼和浩特抽水蓄能发电有限责任公司容量电价的批复》(内发改价字〔2019〕899号)，核定呼蓄电站容量电价每年7.5亿元。呼蓄公司由内蒙古电力(集团)有限公司经营和管理，是符合国家政策要求的，是有利于呼蓄公司良性发展的，也有利于电价机制的落实和剩余容量电费的回收，会更大的发挥其作用。