適應電力體制改革的抽水蓄能電站價格機制研究

張富強，劉 昌，姜階華，楊 嶺，焦冰琦，徐志成，馮君淑

(1.國網能源研究院有限公司，北京102209；2.國網新源控股有限公司，北京100761)

0 引 言

在輸配電價改革前，根據價格主管部門相關政策[1]，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。抽水蓄能電站與電網企業按照政府物價主管部門審批的價格標準結算電費。2016年12月，國家發展改革委(以下簡稱“發改委”)印發了《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》[2]，明確提出抽水蓄能電站相關費用不納入電網公司準許收益；但對該費用如何疏導并無明確規定。因此，新投產和已投產尚未疏導的抽水蓄能電站面臨電費不能正常結算的困局，影響抽蓄行業的健康發展。截至2017年底，黑麋峰抽水蓄能電站25%容量的電費不能正常結算，已累積虧損5.06億元；2016年新投產江西洪屏抽水蓄能電站2017年容量電費目前也未能全額結算。

為此，本文首先結合抽蓄電站的基本功能及其在新形勢下發揮的新功能，分析其在各區域差異化的功能定位；其次，深入剖析了當前我國電力體制改革中抽蓄電價機制存在的問題；在此基礎上，參考國外成熟電力市場的運行機制及經驗，測算了抽蓄電站參與電力市場的收益規模；最后，提出適合我國國情的抽水蓄能電價機制及回收模式，為市場環境下抽蓄電站的健康發展提供政策參考。

1 新形勢下抽水蓄能電站建設的必要性

1.1 新形勢下抽蓄電站功能定位

目前，抽水蓄能電站已成為保障電網安全、經濟運行的穩壓器、調節器、存儲器。在新形勢下，抽水蓄能電站通過基本功能(調頻、調相、事故備用、黑啟動等)的組合和擴展使其在促進風、光、核等清潔能源消納[3- 4]、提升電網安全水平[5- 6]及緩解系統峰谷差矛盾[7]等方面發揮著保安全、促消納、調峰谷等重要作用。其功能轉變見圖1。

圖1 抽蓄電站在新形勢下功能定位的轉變

1.2 功能定位的差異性分析

我國幅員遼闊，各地區社會經濟發展程度不均，負荷特性及電源結構也存在較大差異；因此，抽水蓄能電站在發揮其基本功能的同時，其在具體區域發揮的主體功能也將體現出一定差異性。為此，本文結合各地區電網的現狀及未來發展趨勢對各區域抽水蓄能電站的功能定位進行分析(見表1)。

表1 各區域抽水蓄能電站主要功能定位

華北和華東電網具有重要的負荷中心、相對密集的特高壓落點，且消納自身或外來清潔能源的壓力較大，因此這兩個區域抽水蓄能電站的定位包括全部四類；華中電網自身水電相對豐富，風、光、核等清潔能源比重較低，但未來將有多個特高壓落點位于該電網，因此該區域的抽水蓄能定位還包括特高壓電網的堅持支撐；東北和西北電網中新能源比重較高，抽水蓄能主要定位于促進清潔能源消納。

2 國內外抽水蓄能電站價格機制現狀

2.1 發達國家抽水蓄能電站價格機制

全球1.5億kW的抽水蓄能電站中，約85%采用電網統一經營方式或租賃制形式，如法國、日本等國家以及美國的部分州。該方式下，抽水蓄能電站或者作為電網的一個構成部分，或者是第三方投資的抽水蓄能電站由電網租賃，相關費用納入電網統一核算，通過銷售電價一并疏導[8- 9]。全球約15%的抽水蓄能電站通過參與電力市場競爭獲取收入，典型代表如英國、美國的RTO/ISO所覆蓋區域。該方式下，抽水蓄能電站多由獨立發電廠(IPP)或者發配(售)一體的公用事業公司投資建設，通過參與能量市場和輔助服務市場獲取收益。但在市場上所獲收入僅能覆蓋其成本的20%～30%，還需要與調度交易機構簽訂中長期合同出售黑啟動、無功等服務獲取穩定收入才能解決投資回報問題。

全球抽水蓄能電站較少通過參與市場競爭解決收益回報問題的主要原因：①收益難以確定。抽水蓄能電站提供的緊急事故備用、黑啟動等輔助服務對電力系統安全穩定運行作用巨大，但受益對象廣泛、難以量化表征，因此也難以確定補償標準。②市場風險。面臨電價波動帶來的風險，投資者一般傾向于投資風險較小的項目。近10年來，隨著風、光等新能源的快速發展，對抽水蓄能的需求大增，然而國外也面臨由于市場風險導致對抽水蓄能電站投資積極性不高的問題。③歷史慣性。20世紀建設的抽水蓄能電站業主絕大多數是垂直壟斷的電力公司，仍沿用將成本納入銷售電價的既有收益回報模式。

2.2 我國抽水蓄能電站價格機制

目前，國家電網公司(以下簡稱“國網”)經營區現有抽水蓄能電站電價主要有兩部制電價和單一容量電價，抽水蓄能電站相關費用基本已通過銷售電價疏導。截至2016年底，國網新源公司已投產運行的20座抽水蓄能電站中，主要執行兩種電價模式：一是兩部制電價，有浙江天荒坪、遼寧蒲石河、福建仙游、北京十三陵、河南回龍、浙江仙居、江西洪屏7家抽水蓄能電站。兩部制電價中的容量電價由發改委核定，主要體現抽水蓄能電站提供備用、調頻、調相和黑啟動等輔助服務價值，由省級電網公司與抽水蓄能電站結算，容量費納入當地省級電網(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；電量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機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵等環保電價，下同)執行，電網企業向抽水蓄能電站提供的抽水電量，電價按燃煤機組標桿上網電價的75%執行。二是容量電價，有山東泰山、浙江桐柏、江蘇宜興、安徽瑯琊山、河北張河灣、河南寶泉、山西西龍池、湖南黑麋峰、河北潘家口、吉林白山抽水蓄能、湖北白蓮河抽水蓄能、安徽響水澗、安徽響洪甸等13家抽水蓄能電站[10]。

2.3 我國抽水蓄能電站價格機制面臨的問題

在我國新的改革環境下，抽水蓄能電站電價面臨原有疏導機制無法落實、輔助服務分擔共享實施較難、現有市場不能體現抽水蓄能價值等問題。

2.3.1 抽水蓄能電價疏導機制需要明確

《省級電網輸配電電價定價辦法(試行)》指出：抽水蓄能電站不得納入輸配電有效資產[2]，但對通過何種途徑疏導并無明確規定，新投產和已投產尚未疏導的抽水蓄能電站面臨電費不能正常結算的困局。因此，需要研究適合現階段的抽水蓄能電價疏導機制。

2.3.2 現有輔助服務市場不能體現抽水蓄能價值

以目前我國正在運行的東北輔助服務市場交易為例：首先是輔助服務品種單一，僅涉及調峰和黑啟動，并未涉及AGC、備用服務；其次，東北輔助服務市場對調峰服務調節速率的要求沒有細分，抽水蓄能電站調節速率快的優勢無法得到體現；第三，對于抽水蓄能電站提供的超額抽水電量和黑啟動服務，均采用行政定價辦法給予少量補償，并沒有反映出真實的市場價值。

2.3.3輔助服務分擔共享機制需要大量數據和時間的積累

根據中發〔2015〕9號文要求，要遵照“誰受益、誰承擔”的原則建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制。在當前輸配電價改革已基本完成之際，尚未及時出臺上述機制的實施辦法，出現了政策銜接的空檔期，造成新投產抽水蓄能電站不能正常結算的情況。同時，抽水蓄能電站的運行特點也決定了這一機制難以在未來的輔助服務市場中具體落實：一方面，抽水蓄能電站提供的調頻、調相、事故備用、黑啟動等所產生的效益難以準確計算；另一方面，抽水蓄能電站輔助服務的受益對象眾多，包括火電、核電、新能源等各類電源，也包括電網和用戶，具體受益對象具有普遍性和廣泛性，難以精準分攤。以上特點導致精準分攤不具備可操作性。

3 抽水蓄能輔助服務功能市場化的可行性分析

下文對抽蓄電站的各類輔助服務參與市場的可行性分別進行分析：

(1)一次調頻。這是發電機組調速系統頻率特性所固有的能力，隨頻率變化自動調整，所以一次調頻輔助服務是所有發電機組義務提供的，屬于基本輔助服務，不適合通過輔助服務市場獲取。

(2)自動發電控制(AGC)。抽水蓄能電站響應速度快于常規發電機組，極具競爭優勢，但國內外現有輔助服務市場并沒有設計細分差異化的服務品種，導致無法凸顯抽水蓄能的優勢和價值，因此抽水蓄能提供的AGC服務不適宜參與市場競爭。

(3)調峰。抽蓄電站調節速率快的優勢在現行交易機制下無法得到充分體現，對于專職提供輔助服務的抽水蓄能而言，與將調峰作為“副業”的其他機組在現有無差異交易機制下同臺競爭，結果無疑是不公正的。因此，抽水蓄能不適宜參與現行機制下的調峰市場交易。

(4)常規備用。抽水蓄能電站提供備用的響應速度遠快于常規電源，但國內外輔助服務市場中并沒有設計細分差異化的服務品種，無法體現抽蓄在提供備用時的響應速度優勢，因此抽水蓄能提供的常規備用服務不適宜參與現行機制下的市場競爭。

(5)緊急事故備用。其用于發生緊急事故時維持發電與負荷的平衡，因此需要快速的響應速度。以澳大利亞備用市場為例，事故備用要保證在5 min內使系統恢復到正常的運行頻率范圍。緊急事故備用的市場提供主體少，市場競爭不足，因此抽蓄提供的緊急事故備用不適合參與市場競爭，而適宜通過中長期招投標形式或專門的雙邊合同獲取。

(6)黑啟動。電力系統崩潰具有突發性、緊急性等特點，這就使得黑啟動服務的需求具有不可預測性，同時還要求提供黑啟動服務的機組具備快速響應的特點；其次，電網中一般僅有抽水蓄能電站、備用容量充裕的水電站以及單循環燃氣電站具備黑啟動能力，機組數量有限，即潛在的市場參與者較少。所以，黑啟動服務同樣不適于參與短期的現貨市場競爭，一般通過中長期招投標或專門的雙邊合同獲取。

由以上分析可知，各類電源提供的一次調頻、無功、黑啟動、緊急事故備用等服務不適于參與短期的現貨市場競爭；常規電源提供的AGC、常規備用適合參與現貨市場競爭；抽水蓄能提供AGC、常規備用服務時具備響應速度快、爬坡速率高等優勢，但是國內外輔助服務市場中并沒有針對抽蓄特點設計細分差異化的服務品種，無法體現抽蓄的優勢和價值，因此抽蓄提供的AGC、常規備用服務也不適于參與輔助服務市場競爭。

4 成熟電力市場下抽水蓄能電價及回收規模測算

按照我國電力市場改革的安排，未來將逐步建設電能量現貨市場及輔助服務市場。假設抽水蓄能電站按照政府要求參與電力市場競爭，抽水蓄能電站參與其中的電能量市場及AGC、常規備用等輔助服務市場獲利。

按照國際經驗[11- 14]，電力輔助服務價格很低，其市場規模有限，如澳大利亞電力市場和美國各電力市場輔助服務費用占其電能量費用總額的比重均在2%以內。以蒲石河電站為例，測算抽水蓄能電站通過電能量市場及各類輔助服務市場所能獲得的收益。預計2020年遼寧電量裝機規模達到2 443億kW·h，按照上述2%的輔助服務費占比及當前年遼寧平均銷售電價0.593元/(kW·h)[15]測算得出其則輔助服務總費用約為28.97億元，蒲石河120萬容量占全省3 911萬kW調峰電源總裝機(不包含風、光、核等非調峰電源裝機1 257萬kW)的比重為3%，按照文獻[16]中輔助服務費用分配方案測算得出成熟電力市場下蒲石河可分得0.87億元。考慮加上電能量市場的收益，兩者的收益占所需容量電費的比重約為30%，與現行容量電費(約6億人民幣)仍存在較大資金缺口(見表2)。

總體看，即使抽蓄參與輔助服務市場，獲得的收益也較低。此外，隨著站址資源開發難度增加，未來抽水蓄能電站投資成本還將大概率上浮，市場長期收益預期的不確定性還將進一步加大抽水蓄能電站的投資風險。

表2 電力市場成熟階段抽蓄電站輔助服務市場、總收益及其占比測算

5 政策建議

未來我國在完善抽水蓄能電站價格機制的過程中，需客觀考慮抽水蓄能電站的具體特征。

(1)電源定位不同。抽水蓄能電站不同于其他電源，不以發電為主要目的，而是通過抽發來保證系統安全穩定的一個重要裝置。

(2)抽水蓄能電站部分服務“商品屬性”不明顯。如黑啟動及緊急事故備用等輔助服務由于提供商少且不確定性較大，實際中難以形成暢通的交易通道，導致其商品屬性難以呈現。

(3)抽水蓄能電站服務具有普遍性、交叉性、難以計量且不同區域功能定位有所不同：①抽水蓄能的調頻、事故備用和黑啟動等功能服務于整個電力系統，受益對象具有普遍性，在當前政策形勢下，無法準確識別受益對象；②抽水蓄能提供的輔助服務具有交叉性，其可同時提供調峰、消納新能源、支撐特高壓發展等交叉服務；③抽水蓄能產生的直接經濟效益在調峰填谷等運行情景中是相對明確的，可以量化，但提供其他類型輔助服務的效益則難以精確量化，針對緊急事故備用、黑啟動等服務，以保障系統安全穩定運行與事故后及時恢復為首要目的，更難以進行效益量化；④位于不同區域的抽水蓄能電站其功能側重點不完全相同，發揮的作用亦不完全相同。因此，在深化電力體制改革進程中，尤其是在成本回收方面，不能完全將抽水蓄能與常規的電源品種等同起來，有必要制定與其特征相適應的政策機制。

根據抽水蓄能電站功能全面、優勢獨特、普遍服務的特點，結合我國當前電力市場建設進程，對抽水蓄能電站電價機制提出以下建議：

(1)關于核價機制。按照2014年國家發改委1763號文件執行，實行兩部制電價。其中，容量電價主要體現抽水蓄能電站提供備用、調頻、調相和黑啟動等輔助服務價值，按照彌補抽水蓄能電站固定成本及準許收益的原則核定；電量電價主要體現抽水蓄能電站通過抽發電量實現的調峰填谷效益，用于彌補抽水蓄能電站抽發電損耗等變動成本。

(2)關于電價疏導機制。建議納入區域電網輸配電準許成本，隨輸配電價一并傳導回收，同時處理好與核價周期銜接及疏導范圍問題。考慮到抽水蓄能電站服務受益群體多且不易準確區分、具備社會公共產品屬性的特點，其容量電費及抽發損耗應由所有用戶共同承擔，以體現公平分擔原則。操作上可采取隨輸配電價一并回收的方式，在區域電網輸配電價定價辦法中明確區域電網準許成本包含電網企業向抽水蓄能電站等單位采購支付的“輔助服務”費用(即容量電費等)及所承擔的抽發損耗支出。同時應處理好與核價周期銜接及疏導范圍問題。即，一是在輸配電價核價周期內應準確包含在運和即將投運的抽水蓄能電站項目，以確保項目投產后能夠正常運營。由于抽水蓄能電站建設周期長，其投運時間可能存在與核價周期錯位的現象，為此，核價方案應充分考慮抽水蓄能電站的投產時間，在每一核價周期開始前，將核價周期內在運和預計新增的抽水蓄能電站的容量電費納入本輪核價方案，確保充足的抽水蓄能電站容量電費來源。二是要逐步擴大抽水蓄能電站容量電費分攤范圍，按照調度運行關系和實際受益區域進行合理分攤。目前我國大部分抽水蓄能電站由區域網調實際調度，受益范圍不僅包含抽水蓄能電站所在省份，而且還包括該區域的其他省份，為體現“誰受益，誰承擔”的分擔原則，并減少抽水蓄能電站布局集中省份的成本分擔壓力，應在厘清受益范圍和程度的基礎上，將容量電費的分攤范圍擴大到該區域內所有受益省份。具體操作上，可將容量電費納入區域電網輸配電成本，在區域電網內按“誰受益、誰承擔”原則由相關省級電網分攤，并通過省級電網輸配電價回收。抽水蓄能電站與省級電網企業按照政府物價主管部門審批的價格標準結算電費。

(3)在銷價疏導的基礎上，探索多方式資金來源渠道。一是從降低棄風、棄光產生的效益中部分解決抽水蓄能資金來源。2017年上半年我國棄風棄光率同比分別下降了7個百分點和4.5個百分點，減少的棄風棄光對應經濟效益約154億元。而目前通過特高壓遠距離輸電是解決“三棄”、提高能源利用效率的最有效途徑，抽水蓄能在輸送過程中的電源側、電網側及負荷端均發揮著重要作用，因此，送出端受益的風電、光伏發電應在送出電價中承擔一部分抽水蓄能服務費用。二是配套受益主體適度負擔方式，考慮抽水蓄能電站對核電穩定運行的調節作用，建議對核電增加利用小時數或不參與調峰所產生的經濟效益，在核電電價中扣除適度比例用于承擔抽水蓄能運營費用。三是探索設立全國性的調度服務基金，用于解決新投產抽水蓄能機組未疏導前的運營費用補償問題。