趙增海，張丹慶，韓益民，郭大軍

抽水蓄能電站電價形成機制研究

趙增海1，張丹慶2，韓益民1，郭大軍2

（1.水電水利規劃設計總院，北京 100120；
2.中國電建集團中南勘測設計研究院有限公司，湖南長沙 410014）

我國抽水蓄能電站還沒有形成相對成熟的定價機制，一定程度上制約了抽水蓄能電站的可持續發展，亟需對其價格形成機制進行深入研究。本文針對我國抽水蓄能電站電價機制現狀及存在問題，分析費用承擔主體和輸導方式；結合我國電力體制改革總體部署，按照循序漸進，分步實施的原則，研究提出準市場化環境下、完全市場化環境下抽水蓄能電站的電價形成機制。

電價機制；兩部制電價模式；局部競爭；完全市場

0　引言

隨著我國國民經濟的快速發展和人民生活水平的不斷提高，電力需求日益旺盛，電網峰谷差加大，供電質量要求越來越高，電力系統對調峰、保安電源的需求日益迫切。抽水蓄能電站具有調峰、填谷、儲能、調頻、調相、事故備用和黑啟動等多種功能，我國已投產的廣州、十三陵、天荒坪等大型抽水蓄能電站運營以來，在解決電網調峰矛盾、保障電力系統安全穩定運行、提高電網消納新能源的能力等方面發揮了重要作用。

2004年，國家發改委發布《關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》（發改能源［2004］71號，簡稱71號文）；2007年，國家發改委發布《關于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知》（發改價格［2007］1517號），根據相關文件精神，71號文下發前審批的抽水蓄能電站主要采用有單一電量制電價、兩部制電價模式；71號文件下發前審批但未定價的抽水蓄能電站采用電網租賃費（容量電價）模式；71號文下發后審批由電網公司控股建設的抽水蓄能電站實行電網內部結算模式。2014年，國家發展和改革委員會發布《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發改價格［2014］1763號），明確在電力市場形成前，抽水蓄能電站實施兩部制電價；容量電費和抽發損耗納入當地省級電網（或區域電網）運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮。

在目前電力體制和市場格局下，對抽水蓄能電站費用回收方式的規定較為籠統，缺乏有效的針對性措施，電網經營企業付給抽水蓄能電站的運行費用仍然由電網企業自己負擔，相關受益方應承擔費用無法輸導，電網企業依舊缺乏建設和調度抽水蓄能電站的積極性，制約了抽水蓄能電站的可持續發展。

本文針對我國抽水蓄能電站電價機制現狀及存在問題，分析抽水電站費用承擔主體和輸導方式；結合我國電力體制改革總體部署，按照循序漸進，分步實施的原則，研究提出準市場化環境下、完全市場化環境下抽水蓄能電站的電價形成機制，為國家有關主管部門及有關投資主體在抽水蓄能電站的建設和營運方面提供決策依據。

1　現行電力體制下的電價機制分析

1.1現行電價機制分析

1.1.1現行電價機制

目前，國內抽水蓄能電站主要執行單一電量電價、兩部制電價、容量電價、電網內部結算等4種電價模式。十三陵、響洪甸、回龍等抽水蓄能電站采用單一電量電價模式，收入完全取決于上網電量和電價；天荒坪、沙河、天堂等抽水蓄能電站采用兩部制電價模式，將容量電價和電量電價分開計費；惠州、桐柏、張河灣、西龍池、寶泉等抽水蓄能電站采用容量電價模式，抽水蓄能電站獲得租賃費收入；潘家口、白蓮河、響水澗、蒲石河等抽水蓄能電站采用電網內部結算模式，成本納入當地電網運行費用。

2014年，國家發展和改革委員會出臺了《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發改價格［2014］1763號），明確在電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價。電價按照合理成本加準許收益的原則核定，其中，成本包括建設成本和運行成本，準許收益按無風險收益率（長期國債利率）加1%-3%的風險收益率核定。容量電價按照彌補抽水蓄能電站固定成本及準許收益的原則核定，電價電價主要彌補抽水蓄能電站抽發電損耗等變動成本，電價水平按當地燃煤火電機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵等環保電價，下同）執行，抽水電量電價按燃煤機組標桿上網電價的75%執行。

1.1.2存在問題分析

“發改價格［2014］1763號”文規定，抽水蓄能電站容量電費和抽發損耗納入當地省級電網（或區域電網）運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮。對抽水蓄能電站費用回收方式的規定較為籠統，缺乏有效的針對性措施，實施起來較為困難。這意味著在銷售電價不調整情況下，電網經營企業付給抽水蓄能電站的運行費用仍然由電網企業自己負擔，相關受益方應承擔費用無法輸導，電網企業依舊缺乏建設和調度抽水蓄能電站的積極性。

1.2兩部制電價機制的費用輸導

抽水蓄能電站具有調峰、填谷、儲能、調頻、調相、緊急事故備用和黑啟動等多種功能，發揮的效益是多方面的，發電側和電網是主要的受益主體，電力用戶相應受益。

為解決抽水蓄能電站費用回收方式，根據“誰受益、誰分擔”的市場經濟原則，并考慮可操作性，抽水蓄能電站容量電價計得的容量電費考慮由電網企業和發電企業進行分攤，各電網具體分攤比例由獨立咨詢機構測算后，經省級或國家能源主管部門組織相關各方協商確定。抽水發電損耗電量相應的電量電費由發電企業進行承擔。

電網公司承擔費用計入電網成本，通過轉移支付給抽水蓄能電站。

由發電企業承擔的費用，通過電網公司招標采購電量的方式解決。由電網公司作為購電主體，利用電網電力市場交易運營系統，組織電網內符合交易要求的發電企業對電量進行投標。電量招標采購采用“掛牌交易”方式，根據購電需求以定量定價的方式，面向交易主體公布有關標的信息，交易主體進行電量申報。招標電量從年度計劃中扣除，作為參與招標發電企業上網電量計劃外的超發電量。電量招標采購采用年度招標，分月實施。抽水蓄能電站實際發電量與預估年發電量偏差造成的電費盈缺額，實行年度結轉，年際滾動。

1.3現行電價機制的市場化過渡

為推進電價市場化改革，國家在經營期電價的基礎上，對火電、風電、太陽能、核電等發電項目相繼實行按區域或省（區）平均成本統一定價的標桿電價政策，有效引導了能源投資，并促進了能源的健康發展。抽水蓄能電站站點資源條件各異，相應投資差別比較大，電價差異也較大，為合理控制電站造價、鼓勵開發優質資源、促進資源優化配置，抽水蓄能電站應逐步實施標桿容量電價政策。可根據地區經濟發展水平、抽水蓄能電站資源條件、站點開發時序等因素，分區域、分階段實行抽水蓄能電站標桿容量電價。

2　準市場化環境下抽水蓄能電站電價機制研究

2.1準市場化環境分析

在現行電力體制下，主要通過加強政府規劃指導和實行項目核準制等行政手段來指導電力生產，以達到能源資源優化配置的目的，現行電價機制在信息不對稱情況下，可能出現難以協調各方利益，博弈的各方通過隱瞞自身的成本和效益信息，期待通過尋租獲取更多的利益的情況。政府在難以獲得企業真實信息情況下，將電價機制簡單化，喪失了部分社會福利，降低了資源優化配置的水平。

由于現行的抽水蓄能電價仍采用行政審批的方式，全國范圍內的競爭性電力市場也尚未形成，不具備一步到位、推行完全競爭市場下抽水蓄能電站定價的條件。為此，可循序漸進，先實施準市場化的抽水蓄能定價機制，即通過制定一套合理的規則、引入局部競爭來形成抽水蓄能的價格，不再審批、監管、干涉每個電站的經營。準市場化定價機制一方面應盡量與現行體制接軌，減小改革的沖擊和變動；另一方面，其設計理念需要發生轉變，應在一定程度上體現“使市場在資源配置中發揮決定性作用”。

2.2準市場化環境下的電價機制研究

準市場化環境下，抽水蓄能電站仍采用兩部制電價（容量電價+電量電價）模式，容量價格可通過借助現有輔助服務補償標準、輔助服務市場競爭兩種方式形成，電量電價可通過發電權交易市場形成。

2.2.1容量電價形成機制

（1）借助現有的輔助服務補償標準。在現有條件下，依托《并網發電廠輔助服務管理實施細則》，所有并網發電廠均須出資組建一個用于購買輔助服務的資金池。由于火電等常規機組為提供輔助服務必須預留一定容量，損失了利用該部分容量發電獲取利潤的機會，而抽水蓄能電站在提供輔助服務時沒有機會成本，從最小化發電成本的角度出發，電網有義務優先調用抽水蓄能電站提供輔助服務，按對現有并網發電廠提供輔助服務的補償標準對抽水蓄能電站進行補償，形成抽水蓄能電站的容量價格。

（2）建立輔助服務競爭市場。建立調頻市場、旋轉備用市場等輔助服務市場，通過市場競爭形成抽水蓄能電站提供各項輔助服務的容量價格。該市場機制下，電網優先購買低價機組提供的服務，使電網公司免于核算各個機組提供輔助服務的容量成本，而是通過機組間的相互競爭，迫使機組按提供輔助服務的真實成本報價，抑制其通過報高價獲取超額利潤的沖動。以其他類型電源提供輔助服務的容量成本來度量抽水蓄能電站的容量價值，也能合理引導抽水蓄能電站的投資。

2.2.2電量電價形成機制

電量電價通過抽水蓄能電站與各類電源對不同時段的發電權進行交易，形成抽水蓄能電站低谷時段買電、高峰時段發電的價格，其價差用于彌補抽水、發電運行成本及電量損耗費用。通過發電權的置換，抽水蓄能電站獲得價差收益。火電機組發電權交易情況示意見圖1。

圖1　火電機組發電權交易示意

3　完全市場化下抽水蓄能電站電價機制研究

市場機制下，通過競爭發現抽水蓄能電站的價格。抽水蓄能電站的快速反應能力、儲能特性賦予其在輔助服務、電量等不同交易對象，在日前、實時等不同時間維度的市場獲得諸多的投資組合和獲利機會，并能夠得到合理的回報，主要如下：

（1）在日前市場上，負荷峰谷差較大，抽水蓄能電站既可以作為發電商角色出現，也可以作為電力用戶角色出現，通過高峰與低谷的“低買高賣”套利，峰谷價差越大，抽水蓄能電站的收益越大。

（2）在實時市場上，發電剩余容量是有限的，緊張的供求關系決定了實時市場的價格要高于日前市場。抽水蓄能電站以其自身快速跟蹤負荷的能力成為調度首選的熱備用，將成為實時市場上的價格引導者；在市場中申報增出力—價格曲線和減出力—價格曲線，實時增出力市場的價格一般高于日前市場，抽水蓄能電站在日前市場上抽水獲得的電量，可在實時市場上發電，以獲取獲得更大的收益；在實時減出力市場上，抽水蓄能電站幾乎沒有成本，比火電等其他電源更具有優勢，以零成本獲得減出力的補償，利用實時市場電價的時段性差異套利。

（3）在備用市場上，蓄能電站以快速增減出力的能力，成為備用市場上的佼佼者，在獲得備用容量電價回報的基礎上，還可以獲得實時市場上增減出力的電量電價的收益，是抽水蓄能電站深度調峰價值的市場體現。

（4）在調頻市場上，抽水蓄能電站是市場中的優質機組，易于中標。交易成功后，即使沒有被調用，也仍然可以獲得容量費用的支付；如果在實際運行中被調用，則按照實時市場的電價（上調與下調機組出力）付費，獲得容量費用和電量費用。調頻市場邊際價格將成為確定抽水蓄能電站提供調頻服務市場價值的度量。

（5）抽水蓄能電站還可以聯合優化其在電量市場、輔助服務市場的投資組合，以合理的比例將其總容量一部分投入電量市場用以抽水發電、賺取電價差；另一部分投入輔助服務市場作為備用容量，賺取容量電費。

完全市場化下，抽水蓄能電站作為一個普通的市場成員參與競爭，通過市場上供求雙方的博弈形成抽水蓄能電站的價格，實現社會效益的公平分配。抽水蓄能電站優勢明顯，可以在日前、實時等不同時間維度的輔助服務市場、電量市場，通過參與競爭獲得諸多的獲利機會，得到合理的回報。通過市場這個“看不見的手”的配置作用，通過市場成員競爭形成的電量、容量價格能準確揭示抽水蓄能電站的價值，并引導抽水蓄能電站建在最需要、能發揮最大價值的地方。

4　結論和建議

（1）根據《中共中央關于全面深化改革若干重大問題的決定》精神，為實現市場在資源配置中的決定作用，需逐步建立完善的電力市場。抽水蓄能電價機制應結合我國電力體制改革總體部署，循序漸進，分步實施，按現行電力體制、準市場化環境、完全市場化環境3個階段逐步進行電價機制改革。

（2）現行電力體制下，抽水蓄能電站采用兩部制電價模式，根據“誰受益、誰分擔”的市場經濟原則，推薦容量費用由電網公司、發電側進行分攤，電量費用由發電側分擔；電網公司承擔部分計入電網運行成本，發電側承擔部分通過低谷電量招標的方式將費用傳導至發電企業。為推進電價市場化改革，容量電價按照單個電站合理收益要求核定，并逐步過渡到區域標桿容量電價，準市場環境下，抽水蓄能電站仍采用兩部制電價模式，容量價格可通過借助現有輔助服務補償標準、輔助服務市場競爭兩種方式形成，電量電價可通過發電權交易市場形成。完全市場環境下，抽水蓄能電站參與市場供求雙方的博弈，通過輔助服務市場、電量市場等競爭實現其價值。

（3）抽水蓄能電價機制改革不具備一步到位的條件。為實現相關政策的逐步完善和平穩有序推進，建議選擇具有代表性電網開展試點工作，探索、積累、總結經驗，通過局部示范、以點促面，逐步推廣。

［1］郭大軍，張丹慶，陳振虹.發電側峰谷分時電價機制促進抽水蓄能電站投資回收作用研究［C］∥抽水蓄能電站工程建設文集，2013：439-444.

［2］李明英，楊定貴，陳振虹.溧陽抽水蓄能電站效益實現機制初探［J］.水力發電，2010，36（7）：19-21.

［3］朱美芳，姚瑜.現有抽水蓄能電站電價機制及運營模式的探究［J］.華東電力，2007（5）：65-67.

［4］唐瑱，高蘇杰，鄭愛民.國外抽水蓄能電站的運營模式和電價機制［J］.中國電力，2007（9）：15-18.

［5］杜景燦，張宗玟，周北文.現行電力體制下抽水蓄能電站投資回收機制研究［J］.水力發電，2010，36（3）：1-5.

（責任編輯高瑜）

老撾湄公河北本水電站可行性研究報告（修訂版） 通過審查

2015年11月9日至10日，受大唐（老撾）北本水電有限公司的委托，水電水利規劃設計總院在北京主持召開了老撾湄公河北本水電站可行性研究報告（修訂版）審查會議。有關單位的領導、專家和代表參加了會議。

會議聽取了中國電建集團昆明勘測設計研究院有限公司關于修訂報告主要內容的匯報，并分組進行了認真的討論和審議。會議審查認為，本北水電站工程供電范圍、建設條件、工程方案沒有變化，修訂后的設計概算滿足現行編制規定、費用標準、概算定額及國家對外投資管理和老撾方有關規定的要求，工程經濟合理、財務可行，修訂報告的內容和設計深度滿足水電工程可行性研究報告編制規程的要求。會議還對下階段可優化調整的設計內容進行了討論，會議達到了預期要求。

北本水電站位于老撾人民民主共和國北部烏多姆賽省北本縣境內的湄公河上，是湄公河干流梯級開發方案的第一個梯級電站。工程開發任務以發電為主，兼顧航運。樞紐工程主要由河床式廠房、泄洪閘、船閘、魚道及混凝土重力壩等建筑物組成。

2011年4月，《老撾湄公河北本水電站可行性研究報告》通過了水電水利規劃設計總院的審查，考慮到已經審查通過的可行性研究報告距現在已超過4年，河道徑流系列有所延長，設計概算編制規定、相關價格水平及經濟評價等邊界條件發生了較大的變化，昆明勘測設計研究院在保持可行性研究報告相關工程規模、設計方案不變的條件下，重點對可行性研究報告水文資料進行了復核，對設計概算、經濟評價進行了重新修訂，并于2015年11月提出了《老撾湄公河北本水電站可行性研究報告（修訂版）》

（水電水利規劃設計總院）

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

趙增海（1970—），男，黑龍江雙鴨山人，教授級高工，主要從事政策研究、水能規劃、水庫優化調度及電力市場設計等工作.