本文作者：陳皓勇，就職于華南理工大學電力經(jīng)濟與電力市場研究所，本文僅代表作者個人立場。
近日由國家發(fā)改委發(fā)布的《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（下簡稱“《意見》”）?！兑庖姟坊趦刹恐齐妰r思路，明確以競爭性方式形成電量電價，并將容量電價納入輸配電價回收；同時強化與電力市場建設發(fā)展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場。《意見》在價格形成、電費分攤、市場銜接、資本引入等方面有所突破。
本次抽蓄價格機制改革相對于2015年新一輪電力體制改革啟動之前，將抽蓄作為電網(wǎng)公司購銷差價的一部分，并實行單一容量（電量）電價或者兩部制電價而言是一個進步?！兑庖姟穼⒊樾铍娬镜膬r值分解為提供調(diào)峰服務的價值和提供調(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等輔助服務的價值；明確了以競爭性方式形成抽水蓄能電量電價，將容量電價納入輸配電價進行回收的原則?！兑庖姟返某雠_有望緩解抽蓄成本疏導的困難，加快抽蓄的建設和發(fā)展，提高電力系統(tǒng)的調(diào)峰調(diào)頻能力及靈活性，促進可再生能源的大規(guī)模開發(fā)利用和支撐“雙碳”目標的實現(xiàn)。
抽水蓄能電站可理解為電力系統(tǒng)中的“巨型儲能電池”，雖然純粹從能量平衡的角度，抽蓄抽4發(fā)3的運行方式會帶來能量損失，但從整個電力系統(tǒng)的角度，抽蓄通過削峰填谷，可以改善他機組的運行條件并提高運行效率，尤其是在可再生能源大規(guī)模接入的背景下，抽蓄帶來的系統(tǒng)效益或價值尤顯重要，但其定價原理和機制問題仍有待理順。
因此，從電價問題（或電能價值分析）的角度出發(fā)，抽蓄是一個比較典型的代表，對其進行深入研究，也可以為其他類型電源、負荷和儲能的合理定價提供參考。
抽蓄發(fā)展面臨的困境
及價格形成機制改革
根據(jù)電力規(guī)劃設計總院編寫的《中國電力發(fā)展報告2019》提供的造價指標數(shù)據(jù)顯示，抽水蓄能單位造價為5969元/千瓦（常規(guī)水電為14561元/千瓦），在除光伏發(fā)電外的各類非化石能源發(fā)電工程中單位造價最低；且對于保障電網(wǎng)安全、促進新能源消納方面具有十分重要的意義。
我國為發(fā)揮抽水蓄能的調(diào)節(jié)功能，多年以來持續(xù)推進完善相關價格機制，基本形成了抽蓄建設、管理以電網(wǎng)企業(yè)為主體，容量成本回收不通過輸配電價途徑，價格形式有單一制也有兩部制的機制現(xiàn)狀。
隨著我國電力市場化改革、輸配電價改革縱深推進，抽水蓄能的發(fā)展面臨更加突出的矛盾：一是隨著發(fā)用電計劃全面放開，政府目錄銷售電價的執(zhí)行范圍將縮小至居民、農(nóng)業(yè)等保底用戶，該部分用戶用電量小、電價承受能力弱，銷售電價難以完全承擔抽水蓄能電站成本回收；二是輸配電準許成本中不包含抽蓄容量電費，相關成本無法通過輸配電價向市場化用戶傳導；三是我國電力市場建設尚未成熟，市場機制、交易品種仍在不斷完善，無法支撐抽水蓄能電價回收。
由于抽蓄成本疏導的困難，2019年底，國家電網(wǎng)有限公司曾經(jīng)下發(fā)《關于進一步嚴格控制電網(wǎng)投資的通知》，提出“不再安排抽水蓄能新開工項目”。
本次發(fā)布實施的《意見》，建立了“獨立”的抽蓄價格機制，使其不再作為電網(wǎng)“購銷價差”的一部分，為各類儲能成為獨立的電力市場參與方創(chuàng)造條件，并吸引其他投資主體投資儲能電站。同時，《意見》也考慮了抽蓄的成本費用不得計入輸配電定價成本的相關規(guī)定，明確了容量電價由電網(wǎng)企業(yè)通過輸配電價回收的思路，但不是輸配電價的組成部分。
從《意見》所附的容量電價核定辦法看，與輸配電價不同的是，前者是經(jīng)營期法，考慮經(jīng)營期內(nèi)現(xiàn)金流的時間價值和內(nèi)部收益率；后者是服務成本法，考慮監(jiān)管周期內(nèi)的準許成本與合理收益。此外，《意見》也為抽蓄進入市場交易指出了方向。
抽蓄電價形成機制
的相關理論探討
價格機制是市場機制的核心，市場決定價格是市場在資源配置中起決定性作用的關鍵。
電價問題可分為“價值問題”（即電能價值分析）和“價格問題”（即電價形成機制）兩個方面。電價形成機制設計應建立在電能價值規(guī)律的基礎之上。
“價值問題”具有理想性（即回答“最理想的價格應該是什么”），而“價格問題”具有現(xiàn)實性（各利益主體將基于價格進行真金白銀的結(jié)算）。價格是價值的表現(xiàn)，并且不能偏離價值太遠。在計劃經(jīng)濟模式下，最理想的電價水平應等于電能的真實價值；在市場經(jīng)濟模式下，市場電價應圍繞電能真實價值上下波動。
合理的電價形成機制和電價體系的建立需要科學理論的指導，也需要可以具體操作、便于計算的方法和手段。從計劃經(jīng)濟模式下的會計學方法定價到市場經(jīng)濟模式下的經(jīng)濟學方法定價，電力價格的形成機理將發(fā)生顛覆性變化，但兩者也可結(jié)合起來使用。
在計劃經(jīng)濟體制下，主要是依據(jù)會計成本核算來制定電價，著眼于帳面上的平衡。市場環(huán)境下的經(jīng)濟學方法不著眼于賬面收支平衡，而是注重于電力資源的優(yōu)化利用，其實質(zhì)是微觀經(jīng)濟學的邊際成本理論在電價問題中的應用和發(fā)展。
除特殊情況外，由于電力負荷無法由單個電源來供電，因此電能的價值必須放在整個電力系統(tǒng)中考慮，而且不同類型電源在電力系統(tǒng)中的價值存在一定的相互依存性和替代性是客觀存在的，也是可以測量的，這也是“電能價值當量”一詞的來由。電能商品的定價應以對電能價值規(guī)律的深入分析為基礎，并建立基于電力系統(tǒng)優(yōu)化規(guī)劃、優(yōu)化運行原理的電能成本分析數(shù)學模型，它是一個大規(guī)模復雜系統(tǒng)優(yōu)化問題。
對于抽蓄來說，在低谷時段用低成本電抽水，在高峰時段頂替高成本電發(fā)電，雖然在循環(huán)中會損失約25%的電能，但在經(jīng)濟上仍然是合理的——其能夠提高全系統(tǒng)的經(jīng)濟效益；同時，其經(jīng)濟效益（價值增值）也可以量化，用每天的發(fā)電電費收入減去其每天的抽水電費支出正是該抽蓄一天中創(chuàng)造的價值。
但這有賴科學合理的抽水與發(fā)電循環(huán)的分時電價機制。如前所述，抽蓄的規(guī)劃、運行以及成本、效益不能脫離整個電力系統(tǒng)來衡量。因此，在進行抽蓄電能價值分析之前，需要建立一個含抽蓄的全系統(tǒng)優(yōu)化模型，可采用基于年或多年目標的電源規(guī)劃模型進行，模型具有以下特點：
首先，該優(yōu)化模型比一般電源規(guī)劃模型更加復雜，要包含比較詳細的日運行優(yōu)化模型。由于抽水蓄能電站的運行和當日的負荷水平、電源結(jié)構(gòu)等因素密切相關，因此要求按日進行運行優(yōu)化，也就是說全年優(yōu)化過程應在8760小時上展開。
其次，容量邊際成本的計算模型與基于年或多年目標電源規(guī)劃模型是類似的。優(yōu)化結(jié)果中最后投建機組的容量成本正是系統(tǒng)的邊際容量成本。對于邊際電量成本的計算在理論上應采用全年時序負荷的攝動方法，計算量非常大，可釆用近似計算方法。
最后，容量、電量的總成本和總效益應分配到每臺機組和每一小時，需要分別建立它們的分攤準則（如風險原則），并將它們在負荷曲線上沿負荷軸和時間軸作二維展開。
通過以上計算將得到一年（或多年）8760小時的抽蓄分時電價，可為抽蓄定價和電力市場交易機制設計提供參考。這是理論上比較嚴謹?shù)挠嬎氵^程，也是電能價值分析的一般過程，在實際應用中可以酌情簡化。
新型儲能價格形成機制
的國際經(jīng)驗及相關探討
儲能是支撐新型電力系統(tǒng)的重要技術和基礎裝備，對推動能源綠色轉(zhuǎn)型、應對極端事件、保障能源安全、促進能源高質(zhì)量發(fā)展、實現(xiàn)“雙碳”目標具有重要意義。
根據(jù)實際情況，儲能可以參與中長期、現(xiàn)貨或輔助服務交易。特別是儲能憑借其快速精確的響應能力和靈活的布置方式，已經(jīng)在以調(diào)頻為代表的輔助服務領域（特別是配合火電機組聯(lián)合調(diào)頻等方面）實現(xiàn)了商業(yè)化的突破。但從另一方面看，與儲能相關的電價和市場機制還不夠完善，目前儲能進入輔助服務市場后，還存在盈利難以保證等問題。
借鑒美國的經(jīng)驗，調(diào)頻輔助服務市場是美國儲能在電網(wǎng)中應用最廣泛的市場。2007年以來，為推廣儲能應用、提升電網(wǎng)可靠性和運行效率、減少新建電廠投資以及促進新能源發(fā)展，美國聯(lián)邦能源管理委員會（FERC）陸續(xù)頒布法令推動新能源參與市場。其中，890號法令（2007年）和719號法令（2008年）要求各區(qū)域電力系統(tǒng)運營機構(gòu)（ISOs/RTOs）修訂市場規(guī)則，允許儲能進入電能批發(fā)市場；755號（2011年）、784號（2013年）和792號法令（2013年）強調(diào)各區(qū)域市場應允許儲能參與調(diào)頻服務和其他輔助服務市場并獲得合理收益。
美國聯(lián)邦能源管理委員會在2011年12月發(fā)布了755號法令，明確要求各個電力市場出臺基于效果的付費補償方案，對調(diào)頻資源的實際貢獻進行補償。法令要求調(diào)頻輔助服務市場對調(diào)頻資源必須包含兩部分補償：一方面是對應現(xiàn)有的容量補償，包含邊際電源的機會成本；另一方面是效果補償，反映調(diào)頻資源提供調(diào)頻輔助服務的質(zhì)量（如跟隨控制信號的準確度）以及實際貢獻數(shù)量。
這使得儲能系統(tǒng)參與電網(wǎng)AGC調(diào)頻服務獲得合理回報的問題得以解決。2018年2月，美國聯(lián)邦能源管理委員會發(fā)布841號法令，再次要求各電力市場研究制定儲能公平參與電力市場的相關規(guī)則，允許100kW以上的小型儲能資源獨立參與各類電力市場（電能市場、輔助服務和容量市場）。841號法令提出13個儲能資源的物理運行特性，包括與充電狀態(tài)、充電時間、充電/放電限制、運行時間、充電/放電爬坡率等相關的特性，要求在市場規(guī)則設計時充分考慮儲能運行特性。盡管841號法令要求各電力市場允許儲能參與電能批發(fā)市場、輔助服務市場以及容量市場，但目前大部分市場中儲能尚未正式參與電能批發(fā)市場，調(diào)頻輔助服務市場仍是美國儲能在電網(wǎng)中應用的最大市場。
為推動新型儲能（除抽水蓄能外的新型電儲能技術）快速發(fā)展，國家發(fā)展改革委、國家能源局近期發(fā)布了《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見（征求意見稿）》（下簡稱“《指導意見》”）?！吨笇б庖姟芬蟛粌H明確了新型儲能獨立市場主體地位；同時還明確要求加快儲能參與電力市場進程、探討儲能電價形成機制，并對儲能的多種應用形式給予機制上的鼓勵。
盡管《指導意見》和抽蓄價格形成機制改革方案邏輯基本一致，但也有一些區(qū)別。例如，新型儲能可參與中長期交易、現(xiàn)貨和輔助服務等各類電力市場，而抽蓄在現(xiàn)階段僅參與現(xiàn)貨市場。與抽蓄類似，《指導意見》提出電網(wǎng)替代性儲能設施成本收益將納入輸配電價回收，但對于“電網(wǎng)替代性儲能設施”的界定還沒有加以明確。
事實上，新型儲能的工作原理與抽蓄相似，其規(guī)劃、運行以及成本、效益也不能脫離整個電力系統(tǒng)來衡量，因此，前述介紹的價值分析的基本思路依然是有效的。但考慮到新型儲能響應速度更快，技術特性更復雜，價值也更加多樣化，對其價值評估及合理定價，要比抽蓄更加困難，需要在廣泛借鑒國外先進經(jīng)驗的基礎上結(jié)合我國國情開展深入研究。
