現貨市場下抽水蓄能電站電量收益及綜合效益分析
馬 良 楊文婷
摘要：在現階段及電力市場化過程中，抽水蓄能電站收益主要包含容量收益、電量收益和輔助服務收益三部分。電量電價通過競爭方式形成，現貨市場通過價格信號引導抽水蓄能電站充分發(fā)揮調峰填谷作用，促進新能源消納。在電力市場改革及建設新型電力系統背景下，本文測算了與現貨市場相銜接的峰谷分時電價，以峰谷分時電價下的抽水蓄能電站電量收益為切入點，結合容量電價及收益分享機制，推求了面向現貨市場抽水蓄能電站資本金內部收益。結果表明，如執(zhí)行峰谷分時電價政策，抽水蓄能電站電量收益可觀，但其中由抽水蓄能電站分享的比例不高，因此從財務角度看電站綜合效益提升有限。本文研究結果可為抽水蓄能電站建設管理單位提供決策支持，在電價政策制定和電站資源優(yōu)化配置方面具有重要意義。
關鍵詞：抽水蓄能；現貨市場；峰谷電價；兩部制電價；電量收益
一、研究背景
隨著風、光等新能源大規(guī)模高比例發(fā)展，系統對調節(jié)電源的需求愈加迫切[1]。抽水蓄能電站具有調峰、填谷、調頻、調相、儲能、事故備用和黑啟動等多種功能，是當前及未來一段時間滿足電力系統調節(jié)需求的重要保障[2]。在本次抽水蓄能建設高峰之初[3-4]，國家發(fā)展改革委就發(fā)布了《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號）（以下簡稱633號文）[5]，從價格方面進一步促進了抽水蓄能的建設發(fā)展以及綜合效益發(fā)揮。
張森林[6]認為容量電價核定辦法明確，穩(wěn)定了社會資本投資收益的可預期性，鼓勵了社會資本積極參與抽水蓄能電站投資建設。并認為從國家能源主管部門對抽水蓄能電站改革的態(tài)度看，以管制性容量定價為主體的兩部制電價只是過渡階段，而不是最終目標，抽水蓄能電站未來還是應該參與電力市場，由電力市場來促進、引導抽水蓄能電站靈活調節(jié)和獲取收益，這才是我國電力市場化改革的導向。段敬東[7]認為抽水蓄能電站的建設宜選擇基礎電價高、調峰需求高、電力市場較為完善的地區(qū)，合理確定在電力系統中的工作位置，保障抽水發(fā)電盈利。喬洪奎等[8]認為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(fā)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。張鈺[9]認為要制定符合市場化改革方向的輔助服務定性和定量相結合的評價評估體系，建立健全多元化補償機制，并大力支持電站平等參與電力中長期交易、現貨市場交易。黃漢權等[10]認為一方面，政府對抽水蓄能電站提供輔助服務價格進行干預，在明晰抽水蓄能功能定位和經濟學屬性基礎上，完善其價格形成機制，對抽水蓄能電站實行政府定價管理，對于具有公共品性的容量電價應通過輸配電價回收。另一方面，要以能否提高資源配置效率、降低電力系統輔助服務成本為前提，謹慎推進抽水蓄能市場化運營模式改革。特別是我國沒有完善的區(qū)域性的電能量市場和輔助服務市場，服務于區(qū)域的抽水蓄能電站暫不具備脫離電力調度機構，從市場自由獲取收益的條件，宜主要采用電網租賃制經營模式。汪致洵等[11]假設H省抽水蓄能參與電力現貨市場交易，按照分享機制雖然抽水蓄能電站的年容量收入降低，但是其在電力市場中獲取的額外電量收入高，使得其投資回收期縮短。容量價格降低則通過輸配電價分攤到用戶側的單位電價成本也顯著降低，實現了電站與用戶的“雙贏”。王睿等[12]認為，抽水蓄能電站能夠獨立參與市場競爭并實現生存的電力市場環(huán)境，至少包括以下二個必備要素：一是運行良好的現貨市場，能夠提供峰谷套利空間；二是完善的輔助服務市場，使得抽水蓄能電站提供輔助服務的價值得到合理的體現。只有當上述兩個條件同時滿足時，抽水蓄能電站才具備完全推向市場的可能條件。張柏林等[13]認為通過參與調峰、調頻市場及利用能量市場中的多重價值盈利機制，可以實現儲能的快速成本回收及盈利，有利于引導儲能的進一步規(guī)?；徒档统杀?，因此建議完善電力輔助服務市場運營規(guī)則、現貨市場運行規(guī)則，充分發(fā)揮各類儲能的市場價值。柳洋等[14]通過對容量電價與容量電費進行電站全壽命周期仿真，認為兩部制電價市場銜接機制可以使抽水蓄能電站在電力市場中獲得合理收益，階梯式逐步降低核定容量電價覆蓋電站容量的比重，幫助抽水蓄能電站較平穩(wěn)地轉換到獨立市場主體的身份。
以上文獻分別從現階段容量電價可以很好的回收成本獲得收益，容量電價納入輸配電價回收明確了回收方式，現階段電量收益如何提升，兩部制電價將向市場化過渡，市場化可以充分發(fā)揮抽水蓄能的功能，完善的電能量和輔助服務市場是抽水蓄能進入市場的前提以及假設抽水蓄能進入市場的盈利模式和預測等方面對兩部制電價及發(fā)展方向進行了闡述和分析。本文則著眼于新規(guī)下的抽水蓄能電量收益。根據633號文，兩部制電價中的電量電價通過競爭方式形成，現貨市場通過價格信號引導抽水蓄能充分發(fā)揮調峰填谷作用，促進新能源消納。電量收益的規(guī)模直接關系到電站調峰填谷和促進新能源消納的積極性，因此現貨市場下抽水蓄能電站電量收益及綜合效益研究就很必要。
二、現貨市場電價測算
（一）測算思路
《關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2022〕129號）指出現貨市場具有發(fā)現價格的作用，對實現高峰電力保供和低谷新能源消納、確保電力安全具有重要的現實意義?，F階段要進一步完善與現貨市場相銜接的分時段交易機制[15]。
現階段各類電源的市場交易和上網電價并未完全放開。2021年《國家發(fā)展改革委關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）要求有序放開全部燃煤發(fā)電上網電價，燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場?，F行燃煤發(fā)電基準電價繼續(xù)作為新能源發(fā)電等價格形成的掛鉤基準，并且綠電中長期交易電價要對標燃煤發(fā)電市場化交易電價[16]?！蛾P于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》也要求要構建主要由市場形成新能源價格的電價機制，推動新能源自愿參與電力交易，引導綠電中長期交易電價對標燃煤發(fā)電市場化交易電價。
結合以上文件，在各省電力現貨市場試運行以及與現貨市場相銜接的分時段交易機制不斷完善的背景下，在除煤電的其他能源品種沒有參與市場或僅少量參與市場，以及現階段煤電電價仍是新能源發(fā)電等電價形成的掛鉤基準和對標對象的情況下，煤電峰谷分時交易電價對于現貨市場電價具有很強的代表性，因此本文使用煤電峰谷分時電價反映現貨市場電價。
本文擬在保持銷售電價總體水平基本穩(wěn)定的前提下，結合目錄分時電價機制峰谷分時的規(guī)定，測算煤電峰谷分時交易電價。以峰、平、谷時段電價比例1.5:1:0.5（峰谷比例為3）為例，如執(zhí)行峰谷分時電價后，煤電發(fā)電收入總體水平基本穩(wěn)定，則煤電峰谷分時電價計算公式如下：
式中，a%，b%和c%分別為峰時段、平時段和谷時段電量占比，p為煤電交易平段電價，1.5p為峰時段電價，0.5p為谷時段電價，Q為煤電總發(fā)電量，d為煤電基準電價。
（二）測算邊界條件
《國家發(fā)展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1093號）頒布后各省陸續(xù)出臺峰谷分時電價的規(guī)定[17]。在抽水蓄能電站應執(zhí)行的工商業(yè)用電電價方面，17個省市制定了峰谷分時電價。其中廣東的峰谷電價比例最大為4.47，西藏的最小為1.1，平均為3.14。峰谷電價比例高于平均值的省市有江蘇（4.35）、湖南（4）、陜西（3.62）、青海（3.86）、新疆（4.54）、河南（3.65）、廣東（4.47）。各省目錄分時電價峰谷電價比例及峰谷時段劃分見表1。本次將取峰、平、谷時段電價比例1.5：1：0.5（峰谷比例為3），1.56：1：0.44（峰谷比例為3.5），1.6：1：0.4（峰谷比例為4）三種情況進行峰谷分時電價分析。此外，本文還收集了2021年32個省市的煤電基準電價，其中廣東煤電基準價最高為0.45元/kWh，最低為青海的0.23元/kWh，平均為0.37元/kWh，見表2。本文將取峰、平、谷時段電價比例1.5:1:0.5（峰谷比例為3），1.56:1:0.44（峰谷比例為3.5），1.6:1:0.4（峰谷比例為4）和煤電基準價為0.35元/度、0.4元/度、0.45元/度組合對峰谷分時電價進行分析。
表1 各省市大工業(yè)或工商業(yè)220kV以上目錄分時電價
表2 各省市煤電基準電價
本文選取了煤電裝機和煤電消費占比較大的廣東、江蘇、浙江和湖南四省進行分析，對各省的煤電出力過程進行無量綱化，即用每時段實際出力除以日最大出力得到無量綱化的出力曲線，再加權平均得到煤電綜合出力曲線，作為本次峰谷分時電價測算的典型出力曲線，如圖1。
圖1 煤電綜合出力曲線
（三）測算成果
基準電價0.35元/度、0.4元/度、0.45元/度和峰谷電價比例3、4、5形成的9種組合基本涵蓋了我國大多數省市的電價情況。經測算，不同基準電價和峰谷比例形成的峰谷分時電價如表3和表4?？梢钥闯龇骞入妰r差呈現出隨著峰谷比例和煤電基準電價的升高而增長。
表3 峰谷分時電價測算成果（元/kW·h）
表4 峰谷電價差測算成果
三、現階段抽水蓄能電量收益分析
為了對現階段抽水蓄能電站基于峰谷電價的電量收益進行分析，本文根據收集到的華中區(qū)域河南寶泉（裝機120萬kW），江西洪屏（裝機120萬kW），湖北白蓮河（裝機120萬kW），湖南黑麋峰（裝機120萬kW）四座抽水蓄能電站2022年上半年實際運行情況，華北區(qū)域十三陵抽水蓄能電站（裝機80萬kW）和華東區(qū)域江蘇宜興（100萬kW），浙江天荒坪（180萬kW）、仙居（150萬kW）、桐柏（120萬kW），安徽績溪（180萬kW），福建仙游（120萬kW）五座抽水蓄能電站的2021年實際運行情況加權平均得到現階段典型抽水蓄能電站的運行情況，如圖5.4-6?，F階段典型抽水蓄能電站年抽水發(fā)電利用小時數2800h，電站的轉化效率為77.5%，若檢修按30天計，電站日抽水利用小時數4.9h，發(fā)電利用小時數4h。
圖2 現階段抽水蓄能電站日運行情況
結合現階段典型抽水蓄能電站的抽水發(fā)電過程，執(zhí)行峰谷分時電價后抽水蓄能的電量收益2.8億～4.5億，見表5，可以看出電量收益隨著峰谷比例、煤電基準價以及利用小時數的升高而增長。
表5 抽水蓄能的電量收益
四、抽水蓄能電站容量電價測算
根據633號文，容量電價體現了抽水蓄能電站提供調頻、調壓、系統備用和黑啟動等輔助服務的價值，抽水蓄能電站通過容量電價回收抽發(fā)運行成本外的其他成本并獲得合理收益。抽水蓄能容量電價按經營期定價法核定，即基于彌補成本、合理收益原則，按照資本金內部收益率對電站經營期內年度凈現金流進行折現，以實現整個經營期現金流收支平衡為目標，核定電站容量電價。經測算，單位千瓦投資為5000元、6000元、7000元、8000元的電站，容量電價分別為550元/kW·年、650元/kW·年、760元/kW·年、860元/kW·年，如圖3，容量電價與電站單位千瓦投資基本呈線性關系。
圖3 單位千瓦投資與容量電價關系
五、基于峰谷電價的電站效益分析
633號文制定了市場收益的分享機制，規(guī)定抽水蓄能通過參加輔助服務市場形成的收益，以及抽水發(fā)電形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下次核定電站容量電價時相應扣減。
若單位千瓦投資6000元，裝機120萬kW的抽水蓄能電站年容量電費分別7.84億元。結合不同峰谷分時電價下的電量收益，見表5，并參照633號文的收益分享機制，電站經營期內的資本金收益率見表6。對于不同投資水平的抽水蓄能電站，電量收益占容量電費的35.7%～57.4%，資本金內部收益率為7.87%～8.71%。
表6 電站資本金內部收益率（投資6000元/千瓦）
六、結論和建議
（一）結論
1.分時電價機制的進一步完善，為抽水蓄能電站形成電量收益奠定了基礎?，F階段我國大多數省份已實行分時電價，本報告設計峰谷比例3、3.5、4與基準電價0.35元/度、0.4元/度、0.45元/度形成的組合基本涵蓋了多數省市的情況。經測算，峰谷電價差可以達到0.32元/kWh～0.48元/kWh，峰谷電價差呈現出隨著峰谷電價比例和基準電價升高而增大的規(guī)律。
2.根據各區(qū)域抽水蓄能電站實際運行情況，執(zhí)行峰谷電價后抽水蓄能電站的電量收益較為可觀。抽水蓄能電站的電量收益主要與抽水發(fā)電時機、抽水發(fā)電利用強度、抽水發(fā)電轉化效率、峰谷電價情況等息息相關?，F階段典型抽水蓄能執(zhí)行峰谷電價后年電量收益為2.8億元～4.5億元。
3.執(zhí)行峰谷電價后抽水蓄能電站的資本金收益率有所增長，資本金收益率的變化對電量收益的變化不敏感。結合633號文的收益分享機制，當電量收益為2.8億元～4.5億元，單位千瓦投資6000元的抽水蓄能電站資本金收益率為7.87%～8.71%，較6.5%有所提升。但根據電量收益20%由抽水蓄能電站分享的規(guī)定，1000萬電量收益引起單位千瓦投資6000元的抽水蓄能電站資本金收益率的提升僅為約0.05%，資本金收益率的變化對電量收益的變化不敏感。
（二）建議
1.根據現階段的收益分享機制，電量收益的增加對電站總體效益增長的影響較小，引導抽水蓄能電站充分發(fā)揮調峰填谷、促進新能源消納的作用較弱。建議可根據電站的抽水發(fā)電轉化效率以及運行維護費率等，進一步提升分享機制中由抽水蓄能電站分享的比例。
2.建議加快確立抽水蓄能電站獨立市場主體地位，推動電站參與現貨市場和輔助服務市場。抽水蓄能充分發(fā)揮作用需要運行良好的現貨市場，能夠提供峰谷套利空間，以及完善的輔助服務市場，使得抽水蓄能電站提供輔助服務的價值得到合理的體現。
