現(xiàn)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(xiàn)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(wù)收益三部分。電量電價通過競爭方式形成，現(xiàn)貨市場通過價格信號引導(dǎo)抽水蓄能電站充分發(fā)揮調(diào)峰填谷作用，促進(jìn)新能源消納。在電力市場改革及建設(shè)新型電力系統(tǒng)背景下，本文測算了與現(xiàn)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(diǎn)，結(jié)合容量電價及收益分享機(jī)制，推求了面向現(xiàn)貨市場抽水蓄能電站資本金內(nèi)部收益。結(jié)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(wù)角度看電站綜合效益提升有限。本文研究結(jié)果可為抽水蓄能電站建設(shè)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(guān)鍵詞：抽水蓄能；現(xiàn)貨市場；峰谷電價；兩部制電價；電量收益
一、研究背景
隨著風(fēng)、光等新能源大規(guī)模高比例發(fā)展，系統(tǒng)對調(diào)節(jié)電源的需求愈加迫切[1]。抽水蓄能電站具有調(diào)峰、填谷、調(diào)頻、調(diào)相、儲能、事故備用和黑啟動等多種功能，是當(dāng)前及未來一段時間滿足電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求的重要保障[2]。在本次抽水蓄能建設(shè)高峰之初[3-4]，國家發(fā)展改革委就發(fā)布了《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機(jī)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(jìn)一步促進(jìn)了抽水蓄能的建設(shè)發(fā)展以及綜合效益發(fā)揮。
張森林[6]認(rèn)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(yù)期性，鼓勵了社會資本積極參與抽水蓄能電站投資建設(shè)。并認(rèn)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(biāo)，抽水蓄能電站未來還是應(yīng)該參與電力市場，由電力市場來促進(jìn)、引導(dǎo)抽水蓄能電站靈活調(diào)節(jié)和獲取收益，這才是我國電力市場化改革的導(dǎo)向。段敬東[7]認(rèn)為抽水蓄能電站的建設(shè)宜選擇基礎(chǔ)電價高、調(diào)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(tǒng)中的工作位置，保障抽水發(fā)電盈利。喬洪奎等[8]認(rèn)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(yīng)該越大。在保持抽水蓄能容量電價不變的前提下，應(yīng)調(diào)整提升抽水蓄能電量電價，通過單列抽水蓄能標(biāo)桿電價，提升其“發(fā)電電量標(biāo)桿電價”或降低“抽水電量標(biāo)桿電價”，合理保護(hù)已建綜合效率低于75%抽水蓄能電量電價收益。張鈺[9]認(rèn)為要制定符合市場化改革方向的輔助服務(wù)定性和定量相結(jié)合的評價評估體系，建立健全多元化補(bǔ)償機(jī)制，并大力支持電站平等參與電力中長期交易、現(xiàn)貨市場交易。黃漢權(quán)等[10]認(rèn)為一方面，政府對抽水蓄能電站提供輔助服務(wù)價格進(jìn)行干預(yù)，在明晰抽水蓄能功能定位和經(jīng)濟(jì)學(xué)屬性基礎(chǔ)上，完善其價格形成機(jī)制，對抽水蓄能電站實(shí)行政府定價管理，對于具有公共品性的容量電價應(yīng)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(tǒng)輔助服務(wù)成本為前提，謹(jǐn)慎推進(jìn)抽水蓄能市場化運(yùn)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(wù)市場，服務(wù)于區(qū)域的抽水蓄能電站暫不具備脫離電力調(diào)度機(jī)構(gòu)，從市場自由獲取收益的條件，宜主要采用電網(wǎng)租賃制經(jīng)營模式。汪致洵等[11]假設(shè)H省抽水蓄能參與電力現(xiàn)貨市場交易，按照分享機(jī)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?jǐn)偟接脩魝?cè)的單位電價成本也顯著降低，實(shí)現(xiàn)了電站與用戶的“雙贏”。王睿等[12]認(rèn)為，抽水蓄能電站能夠獨(dú)立參與市場競爭并實(shí)現(xiàn)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(yùn)行良好的現(xiàn)貨市場，能夠提供峰谷套利空間；二是完善的輔助服務(wù)市場，使得抽水蓄能電站提供輔助服務(wù)的價值得到合理的體現(xiàn)。只有當(dāng)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(rèn)為通過參與調(diào)峰、調(diào)頻市場及利用能量市場中的多重價值盈利機(jī)制，可以實(shí)現(xiàn)儲能的快速成本回收及盈利，有利于引導(dǎo)儲能的進(jìn)一步規(guī)?；徒档统杀?，因此建議完善電力輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則、現(xiàn)貨市場運(yùn)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(fèi)進(jìn)行電站全壽命周期仿真，認(rèn)為兩部制電價市場銜接機(jī)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(zhuǎn)換到獨(dú)立市場主體的身份。
以上文獻(xiàn)分別從現(xiàn)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(xiàn)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(wù)市場是抽水蓄能進(jìn)入市場的前提以及假設(shè)抽水蓄能進(jìn)入市場的盈利模式和預(yù)測等方面對兩部制電價及發(fā)展方向進(jìn)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(jù)633號文，兩部制電價中的電量電價通過競爭方式形成，現(xiàn)貨市場通過價格信號引導(dǎo)抽水蓄能充分發(fā)揮調(diào)峰填谷作用，促進(jìn)新能源消納。電量收益的規(guī)模直接關(guān)系到電站調(diào)峰填谷和促進(jìn)新能源消納的積極性，因此現(xiàn)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(xiàn)貨市場電價測算
（一）測算思路
《關(guān)于加快推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2022〕129號）指出現(xiàn)貨市場具有發(fā)現(xiàn)價格的作用，對實(shí)現(xiàn)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(xiàn)實(shí)意義?，F(xiàn)階段要進(jìn)一步完善與現(xiàn)貨市場相銜接的分時段交易機(jī)制[15]。
現(xiàn)階段各類電源的市場交易和上網(wǎng)電價并未完全放開。2021年《國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)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(wǎng)電價，燃煤發(fā)電電量原則上全部進(jìn)入電力市場。現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準(zhǔn)電價繼續(xù)作為新能源發(fā)電等價格形成的掛鉤基準(zhǔn)，并且綠電中長期交易電價要對標(biāo)燃煤發(fā)電市場化交易電價[16]?！蛾P(guān)于加快推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》也要求要構(gòu)建主要由市場形成新能源價格的電價機(jī)制，推動新能源自愿參與電力交易，引導(dǎo)綠電中長期交易電價對標(biāo)燃煤發(fā)電市場化交易電價。
結(jié)合以上文件，在各省電力現(xiàn)貨市場試運(yùn)行以及與現(xiàn)貨市場相銜接的分時段交易機(jī)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(xiàn)階段煤電電價仍是新能源發(fā)電等電價形成的掛鉤基準(zhǔn)和對標(biāo)對象的情況下，煤電峰谷分時交易電價對于現(xiàn)貨市場電價具有很強(qiáng)的代表性，因此本文使用煤電峰谷分時電價反映現(xiàn)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(jié)合目錄分時電價機(jī)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(zhǔn)電價。
（二）測算邊界條件
《國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機(jī)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(yīng)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(jìn)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(zhǔn)電價，其中廣東煤電基準(zhǔn)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(zhǔn)價為0.35元/度、0.4元/度、0.45元/度組合對峰谷分時電價進(jìn)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(zhǔn)電價
本文選取了煤電裝機(jī)和煤電消費(fèi)占比較大的廣東、江蘇、浙江和湖南四省進(jìn)行分析，對各省的煤電出力過程進(jìn)行無量綱化，即用每時段實(shí)際出力除以日最大出力得到無量綱化的出力曲線，再加權(quán)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(zhǔn)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(shù)省市的電價情況。經(jīng)測算，不同基準(zhǔn)電價和峰谷比例形成的峰谷分時電價如表3和表4。可以看出峰谷電價差呈現(xiàn)出隨著峰谷比例和煤電基準(zhǔn)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(xiàn)階段抽水蓄能電量收益分析
為了對現(xiàn)階段抽水蓄能電站基于峰谷電價的電量收益進(jìn)行分析，本文根據(jù)收集到的華中區(qū)域河南寶泉（裝機(jī)120萬kW），江西洪屏（裝機(jī)120萬kW），湖北白蓮河（裝機(jī)120萬kW），湖南黑麋峰（裝機(jī)120萬kW）四座抽水蓄能電站2022年上半年實(shí)際運(yùn)行情況，華北區(qū)域十三陵抽水蓄能電站（裝機(jī)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(shí)際運(yùn)行情況加權(quán)平均得到現(xiàn)階段典型抽水蓄能電站的運(yùn)行情況，如圖5.4-6。現(xiàn)階段典型抽水蓄能電站年抽水發(fā)電利用小時數(shù)2800h，電站的轉(zhuǎn)化效率為77.5%，若檢修按30天計，電站日抽水利用小時數(shù)4.9h，發(fā)電利用小時數(shù)4h。
圖2 現(xiàn)階段抽水蓄能電站日運(yùn)行情況
結(jié)合現(xiàn)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(zhǔn)價以及利用小時數(shù)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(jù)633號文，容量電價體現(xiàn)了抽水蓄能電站提供調(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等輔助服務(wù)的價值，抽水蓄能電站通過容量電價回收抽發(fā)運(yùn)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(jīng)營期定價法核定，即基于彌補(bǔ)成本、合理收益原則，按照資本金內(nèi)部收益率對電站經(jīng)營期內(nèi)年度凈現(xiàn)金流進(jìn)行折現(xiàn)，以實(shí)現(xiàn)整個經(jīng)營期現(xiàn)金流收支平衡為目標(biāo)，核定電站容量電價。經(jīng)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(guān)系。
圖3 單位千瓦投資與容量電價關(guān)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(jī)制，規(guī)定抽水蓄能通過參加輔助服務(wù)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(yīng)扣減。
若單位千瓦投資6000元，裝機(jī)120萬kW的抽水蓄能電站年容量電費(fèi)分別7.84億元。結(jié)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(jī)制，電站經(jīng)營期內(nèi)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(fèi)的35.7%～57.4%，資本金內(nèi)部收益率為7.87%～8.71%。
表6 電站資本金內(nèi)部收益率（投資6000元/千瓦）
六、結(jié)論和建議
（一）結(jié)論
1.分時電價機(jī)制的進(jìn)一步完善，為抽水蓄能電站形成電量收益奠定了基礎(chǔ)。現(xiàn)階段我國大多數(shù)省份已實(shí)行分時電價，本報告設(shè)計峰谷比例3、3.5、4與基準(zhǔn)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(shù)省市的情況。經(jīng)測算，峰谷電價差可以達(dá)到0.32元/kWh～0.48元/kWh，峰谷電價差呈現(xiàn)出隨著峰谷電價比例和基準(zhǔn)電價升高而增大的規(guī)律。
2.根據(jù)各區(qū)域抽水蓄能電站實(shí)際運(yùn)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(jī)、抽水發(fā)電利用強(qiáng)度、抽水發(fā)電轉(zhuǎn)化效率、峰谷電價情況等息息相關(guān)?，F(xiàn)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(jié)合633號文的收益分享機(jī)制，當(dāng)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(jù)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(jù)現(xiàn)階段的收益分享機(jī)制，電量收益的增加對電站總體效益增長的影響較小，引導(dǎo)抽水蓄能電站充分發(fā)揮調(diào)峰填谷、促進(jìn)新能源消納的作用較弱。建議可根據(jù)電站的抽水發(fā)電轉(zhuǎn)化效率以及運(yùn)行維護(hù)費(fèi)率等，進(jìn)一步提升分享機(jī)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(dú)立市場主體地位，推動電站參與現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場。抽水蓄能充分發(fā)揮作用需要運(yùn)行良好的現(xiàn)貨市場，能夠提供峰谷套利空間，以及完善的輔助服務(wù)市場，使得抽水蓄能電站提供輔助服務(wù)的價值得到合理的體現(xiàn)。
