關于新型電力系統中抽水蓄能電價機制的思考

喬洪奎，張義晗，高美婷，萬正喜

（國網新源控股有限公司，北京市 100052）

0 引言

黨的十八大以來，習近平主席提出“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，在2020年12月的中央經濟工作會議上，指出將“做好碳達峰、碳中和工作”作為2021年的重點任務之一。

當前，在“雙碳”目標下，新能源正在大規模、高比例地不斷接入，新型電力系統安全穩定與經濟運行面臨了新的挑戰，對系統靈活調節能力提出了更高要求。抽水蓄能具有調峰、調頻、調相、儲能、系統備用和黑啟動等“六大功能”[1]，是目前技術最成熟、經濟性最優、最具大規模開發條件的電力系統靈活調節手段，在新型電力系統中將發揮基礎性調節作用、綜合性保障作用和公共性服務作用，是新型電力系統不可或缺的重要組成部分，是推動能源轉型發展的關鍵支撐，面臨著前所未有的發展需求。

為保障新能源電量消納和電力系統安全穩定運行，抽水蓄能亟待優先發展。2021年5月，國家發展改革委出臺了《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確了抽水蓄能電價定價和疏導政策，有效解決了一直以來困擾抽水蓄能電站發展的系列機制問題，將從根本上保障和促進抽水蓄能的可持續發展，為構建新型電力系統，服務“碳達峰、碳中和”目標提供了有力支撐。

1 新型電力系統下抽水蓄能的必要性

多年來，隨著電源、電網結構和用戶需求的不斷變化，尤其是大功率、遠距離輸送清潔能源成為一種新常態后，在電網峰谷差越來越大、供電質量要求越來越高的情況下，抽水蓄能機組發電和抽水方向（工況）的功能作用均得到凸顯[2]。

1.1 調峰調頻，保證電力系統穩定

伴隨我國經濟迅速發展，用電規模不斷增長，電網用電的峰谷差也越來越大。通常用電負荷不能提前準確測算，如果出現發電與用電總功率不平衡的現象，將導致電能質量受損，甚至會出現電網事故。因此，電網的建設與電氣設備的選擇均以最大負荷作為標準。眾所周知，高峰負荷時間占比較小，尤其在夜間期間，大量電網設備處于備用狀態，這將導致資產利用率下降，增大電力設施投資運營成本[3]。目前，抽水蓄能是唯一能大規模商用，且適用于電網削峰填谷的儲能方式，占世界上能源存儲容量的99%。在國內抽水蓄能電站裝機容量不足時，化石能源為新能源起到調峰的作用。化石能源調峰只有發電與靜止兩種選擇，而抽水蓄能有發電、靜止、抽水3種選擇，抽水蓄能的調峰能力是同等容量化石能源電廠的2倍，再加上抽水蓄能機組可快速頻繁啟動的特點，使抽水蓄能具有先天的調峰優勢。

1.2 事故備用，保障電力系統安全

隨著可再生能源并網容量的增加，可再生能源給電網帶來的波動性日益凸顯，調度壓力日益增大。抽水蓄能機組啟停、增減出力以及工況轉換行動快捷、靈活機動，具有發電、發電調相、抽水、抽水調相等4種穩定運行工況，能在2min內從停機轉換到滿出力發電，能從抽水工況快速轉換成發電工況運行。抽水蓄能電站單機容量大，具有發電和抽水雙向負荷調節和系統電壓、頻率的自動調節功能，是平衡電網重點線路潮流超標的“狙擊手”。抽水蓄能電站能快速有效應對風電和光電的“間歇性”和“偶發性”，通過抽水與發電快速調節應對，實現電力系統發電與用電平衡。抽水蓄能電站還具有強大的事故響應、旋轉備用和黑啟動功能，是點亮電網“最后一根火柴”，在重要節假日和重大活動保電中作用突出。以泰安抽水蓄能電站為例，2021年7月22日，山東電網海陽核電1號機組跳機，導致大功率缺額動作，7月22日06：41、06：41、06：41、06：44，2、1、3、4號機組相繼發電并網，期間最高總負荷1000MW，避免了后續事故的發生。之前，山東地區只有泰安抽水蓄能電站一家在運抽水蓄能電站，對于山東電網來說，調峰作用杯水車薪，更大的作用是充當電力系統運行的“保險絲”，但隨著新建電站的逐漸投產，抽水蓄能電站將成為電網調峰的主力軍。

1.3 清潔能源消納，提高電力系統資產利用率

在所有機械儲能、電磁儲能及化學儲能等裝置中，抽水蓄能是目前各類儲能方式中技術最成熟、最安全環保、綜合經濟效益最突出的儲能裝置。經過多年的技術改進和管理提升，我國抽水蓄能機組啟動成功率和工況轉換成功率基本達到99%以上，設備運行安全可靠。從20世紀90年代開始，經過不斷集約化大規模發展和設備制造攻堅克難，我國抽水蓄能設備已基本實現100%國產化。電站工程設計標準化、規范化水平逐年提高，大批抽水蓄能電站已經投產運行，設計、建設及運營管理水平不斷提升。抽水蓄能主要生產場所在地下，發電和抽水介質均為水，而且循環利用，吸收和發出的都是清潔能源，不存在危化品回收處理和環境污染的情況，它是最環保的大規模儲能方式。目前國內抽水蓄能工程單位千瓦造價主要集中在4000～6000元，使用壽命長，在當前化學儲能電池能量密度沒有取得革命性突破的情況下，要配合新增吉瓦級清潔能源裝機容量，抽水蓄能儲能方式經濟性極具優勢。

除此之外，抽水蓄能機組還具有調相調壓、旋轉備用、黑啟動等功能。同時，開展對抽蓄電站項目的建設，不僅可以減緩當地就業壓力，還能完善公路交通等基礎設施，拉動社會投資、帶動產業發展。

2 抽水蓄能電價政策發展

“雙碳”目標下，構建以新能源為主體的電力系統對抽水蓄能電站建設、運行提出更高要求，樹立了加快發展、開放發展、精益發展的導向。當前，抽水蓄能發展需求大、功能作用強，電價作為抽水蓄能健康發展的生命線，對電站經營影響深遠。

2.1 抽水蓄能電站運營模式和價格形成機制的政策

（1）《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）規定，抽水蓄能電站主要由電網企業進行建設和管理，建設和運行成本納入電網運行費用統一核定。

（2）《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）規定，71號文件下發前審批但未定價的抽水蓄能電站由電網企業租賃經營，租賃費經核定，原則上由電網企業消化50%，發電企業和用戶各承擔25%。

（3）《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）規定，電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價，分成容量電價和電量電價兩部分。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。輸配電價改革后，抽水蓄能容量電費疏導渠道未能明確，新建抽水蓄能電站成本無法納入銷售電價，向用戶傳導面臨困難，造成容量電費難以回收。

（4）《輸配電定價成本監審辦法》（發改價格規〔2019〕897號）[4]，將抽水蓄能電站成本費用列為與輸配電業務無關的費用，不得計入輸配電價回收。

（5）《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633號）[15]中，新的價格機制在原有基礎上對很多細節進行了明確，進一步優化了兩部制電價，完善了容量電費分攤等事項。

2.2 新機制的主要內容及影響

（1）健全了科學完整的抽水蓄能價格形成機制，對抽水蓄能行業的發展具有重要作用。新機制完善了抽水蓄能兩部制電價，容量電價回收運維費、還本付息、稅金等固定成本及合理收益；電量電價彌補抽水蓄能抽發損耗；明確了抽水蓄能容量電價核定辦法，在成本調查的基礎上對標行業先進水平確定核價參數，采用經營期法統一核定抽水蓄能容量電價，隨省級電網輸配電價監管周期同步調整容量電價。新機制實行輔助服務費、電量電費收益分享機制，建立激勵與約束并重的監管體系，實現了抽水蓄能價格模式的統一，符合抽蓄功能、技術及成本特征，解決了抽蓄電價“如何形成”的問題，有助于科學合理定價、發揮電價信號作用。

（2）暢通了抽水蓄能成本疏導、回收渠道。新機制明確，抽水蓄能電站容量電費納入輸配電價傳導回收，同時明確了抽水蓄能容量電費核定與輸配電價核價周期保持銜接，統籌考慮了在第二和第三輸配電價監管周期投運的抽水蓄能電站容量電費疏導問題，建立起的完整的抽水蓄能成本回收與分攤機制，解決了電費“如何疏導”的問題，對抽水蓄能電站健康可持續發展起到保駕護航作用。

（3）提出了抽蓄“規劃—運行—監管”閉環管理要求。新機制要求加強抽水蓄能電站建設管理，實現統一規劃、合理布局、有序建設，強調系統性需要、項目經濟性、地方承受力等關鍵參考指標，對抽水蓄能發展提供邊界。明確了抽蓄運行管理責任，電網及抽水蓄能電站承擔充分發揮抽水蓄能電站綜合效益的責任，按照三公原則簽訂并公開年度調度運行協議。同時，加強抽水蓄能電價執行的監管，要求電網企業單獨歸集和反映抽水蓄能電價結算信息，并按時報送價格主管部門；對于可用率不達標的抽水蓄能電站，適當降低下一周期核定電價。新機制對于抽水蓄能規劃、運行、監管的規范，是落實電價政策、支持抽蓄發展的重要保障。

（4）有利于激發社會資本投資抽水蓄能積極性。以往，抽水蓄能電站多是由電網企業投資、建設、運營，新機制提出通過簽訂中長期合同、實施“三公”調度、嚴格執行兩部制電價政策、及時結算電費等方式，調動社會資本參與抽蓄投資建設的積極性。同時，新機制確定了較穩定的收益率水平。容量電價核定辦法明確，新投產電站經營期內資本金內部收益率按6.5%核定，給予了較為穩定的投資回報預期，激勵社會資本參與抽水蓄能開發建設。

3 抽水蓄能電量電價有待商榷的問題

新電價機制堅持實事求是的原則，體現了“兩個為主”（電量電價和容量電價以容量電價為主，市場機制和政府定價以政府監管為主）、“兩個銜接”（和輸配電價的無縫銜接、與市場化改革的過程銜接），完善了兩部制電價政策，建立了容量電費納入輸配電價回收和在多個省級電網、在特定電源和電力系統分攤的方式，系統解決了此前抽水蓄能電價的疏導、分攤和定價中的難點、堵點問題，意義非常重大[6]。但電量電價方面有一些問題值得進一步思考：

3.1 當前最高效、最靈活的“超級充電寶”的價值沒有充分體現

“十三五”新能源發展面臨的最大的問題就是消納的問題，“十四五”面臨消納和接入兩個問題并存，解決消納問題可謂是燃眉之急。加快構建適應高比例可再生能源發展的新型電力系統需要電網更快速有序地配置消納。抽水蓄能作為最安全、最成熟、最環保、最經濟的優質儲能裝置，沒有明確具體的收費機制，而且需要支付抽水電費。

3.2 以“燃煤發電基準價”作為標準不能準確衡量抽水蓄能電量電價

考慮到抽水蓄能發電電量是“刀刃”上的電量、是關鍵時刻保系統安全的“救急”電量，不應與其他類型機組發電電量“一個價”。抽水蓄能抽水電量使用的是系統“多余的（風）電”，不用就得丟棄，此時依舊按照“燃煤發電基準價”作為重要參考收取抽水蓄能的抽水電量電價不合理。

3.3 抽水蓄能電網屬性和市場屬性存在一定的矛盾

我國電價體系經過不斷發展變化，最初實施“統購統銷”政策，政府對發電企業秉持“合理成本加合理收益”原則進行上網電價“一廠一核”甚至是“一機組一核”。由于固定的上網電價缺少激勵作用，我國開始實施“標桿上網電價”制度，電價依據同類型機組的平均成本制定，從而促進了發電企業效率良性競爭。但由于“銷售電價”需要兼顧“豐枯電價”“峰谷電價”“公共政策目標”“交叉補貼”等問題，國家進行了“電改”，其架構是“管住中間，放開兩頭”，中間的輸配電價由政府核定并監管，兩頭價格進入市場。

抽水蓄能容量電費是納入輸配電價回收的，具體納入省級電網輸配電價進行回收，反映的是其電網屬性。但是，抽水蓄能電量電費（發電電量電費和抽水電量電費）均需要進入電力市場進行交易，這體現的是市場屬性。為取得更好的電量電費，綜合效率大于75%的抽水蓄能電站需要“多發多抽”“滿發滿抽”，綜合效率低于75%的抽水蓄能電站則“多發多虧”“盡量不發”。而對于電網企業，希望抽水蓄能電站能充分發揮調頻、調壓、系統事故備用等作用，并能隨調隨啟，實現有功和無功的快速調節，確保電網安全穩定運行，更好地反映容量電價所代表的價值和電網屬性。

4 關于抽水蓄能電價的建議

“兩部制”電價總體上能反映出抽水蓄能的基本價值，應該延續“電量電費”和“容量電費”的基本思路，但建議在以下方面進一步完善電價機制：

4.1 突出“綠色”特征，充分明確新能源消納價值

電價機制中應充分明確抽水蓄能新能源消納作用，進一步體現抽水蓄能機組抽水的“綠色”特征。沒有抽水蓄能機組抽水運行配合，清潔能源機組就得不到充分高效利用。不僅如此，與發電工況一樣，抽水蓄能機組在抽水工況運行時，同樣能實現調峰、調頻、事故備用和無功調節等功能。因此，抽水電量不僅不能按照“負荷”進行收費，甚至應該考慮對抽水電量進行一定的補償。

4.2 完善抽發系數比，建立抽水蓄能標桿電價

完善抽水蓄能發電電量電價以及抽水電量電價中“75%”系數相關政策，研究一種新型抽水蓄能電量電費的計算評價辦法。在按照“兩部制”電價原則設置抽水蓄能發電電量電價時，應參考現貨市場出清價格，考慮單列新的“抽水蓄能標桿電價”。新的“抽水蓄能標桿電價”應充分體現抽水蓄能發電調峰的特點，必須高于調峰能力較差的核電、火電和夜間低谷時段還繼續發電的風電標桿電價。“75%”系數反映的是抽水蓄能的綜合效益，為客觀體現抽水蓄能的綜合效率和良性競爭，更好地激勵抽水蓄能企業吸收更多清潔能源。

4.3 綜合考慮電站環境，適當調整電量電價

對于區域內需要建設但綜合效率低于75%或者區域內沒有站址需進行異地容量分攤的抽水蓄能電站，應該在電量電價評價方法上進行適當調整。例如北京，電網亟須建設抽水蓄能電站，但受站址等各種因素影響與制約，電站建成之后其綜合效率如果低于75%，按照目前計算評價辦法，其電量電費必然虧損，而且發電量越大，虧損越多，電量電價的虧損必然通過容量電價進行彌補。這將極大影響電站發電和抽水的積極性和功能發揮，應結合電站建設前嚴格準入和建成后嚴格監管來調整相關評價辦法，區別對待已建和新建電站。又如上海，因沒有建設抽水蓄能電站所需地理條件，需要在華東電網區域內異地建設或者進行容量分攤，以滿足上海電網的需求。這種情況下，就應該考慮適當增加其購電電量電價成本，提升異地抽水蓄能電站對上海地區的發電電量電價。

4.4 優化電力市場規則，全面發揮抽水蓄能功能作用

抽水蓄能機組在抽水方向（工況）亦能充分反映其容量價值特性，并具有源網荷儲全要素，在電力系統中具有不可替代性。因此在計算容量電費時，應充分反映其抽水方面的容量。若抽水蓄能未來可以參與遠期輔助服務市場，建議將抽水蓄能作為發電企業和電力負荷用戶分別考慮，制定反映其容量價值的市場規則。只有符合抽水蓄能特點的市場規則，才能充分體現抽水蓄能功能價值，在當前電力市場尚不完善階段，抽水蓄能應避免過早過多進入市場，以免影響其電網屬性的發揮，對新型電力系統穩定運行造成影響。目前容量電費納入輸配電價由政府進行監管，隨著我國電力市場建設進程加快，政府降低核定抽水蓄能容量電價比例是抽水蓄能電價機制的大概率發展趨勢。

5 結束語

綜上所述，抽水蓄能的抽水電量越大，其“綠色”“低碳”特性就越明顯，其電量電價收益就應該越大。在保持抽水蓄能容量電價不變的前提下，應調整提升抽水蓄能電量電價，通過單列抽水蓄能標桿電價，提升其“發電電量標桿電價”或降低“抽水電量標桿電價”，合理保護已建綜合效率低于75%抽水蓄能電量電價收益。同時，抽水蓄能是電網的重要組成，必須面向電網需求提升服務電網能力水平，服從電網集中統一調度管理。

抽水蓄能電站展現的是綜合效益，該綜合效益在量化上存在一定的難度，且收益具有一定的政策性，與國家能源發展決策、抽水蓄能在電力系統中發揮的功能作用以及社會認可度等有著密切關系。我國現行“兩部制”電價機制系統解決了抽水蓄能電站電價疏導分攤不順暢、激勵約束機制不健全等問題，激發了抽水蓄能發展動力，保障了抽水蓄能獲得合理收益。

當前，我們需要重點關注在“兩部制”電價政策落地起步過程中出現的一些需要完善改進的地方，確保抽水蓄能收益。在保證與現行“兩部制”電價有效銜接的同時，還需不斷提升抽水蓄能電站設備設施安全運行管理水平和服務電網能力，繼續關注抽水蓄能在我國相關政策調整過程中出現的新問題，持續進行新型電力系統快速發展過程中抽水蓄能價值的量化研究，以電網需求為導向，服務電網安全穩定高效運行，服務國家能源戰略，以期促進抽水蓄能獲得更好、更合理的收益，更早更快完成新型電力系統的構建。