中國儲能網(wǎng)訊：我國正深入推進(jìn)能源綠色低碳轉(zhuǎn)型、加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，抽水蓄能因其優(yōu)異的調(diào)節(jié)性能和成熟可靠的運(yùn)行特性，對新型能源體系下的電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定、電力保供和清潔能源消納提供了重要支撐。當(dāng)前，我國抽水蓄能電站規(guī)劃建設(shè)已進(jìn)入快車道，相關(guān)配套政策也已陸續(xù)出臺，在兩部制電價(jià)機(jī)制下，抽水蓄能電站在調(diào)度運(yùn)用及參與市場交易等方面還存在一些待解決的問題，有必要對相關(guān)體制機(jī)制進(jìn)行深入研究探討，以助力其更加科學(xué)健康發(fā)展，進(jìn)一步服務(wù)于新型電力系統(tǒng)建設(shè)。
當(dāng)前抽蓄價(jià)格形成及費(fèi)用疏導(dǎo)機(jī)制
抽蓄電站價(jià)格形成相關(guān)政策
國家發(fā)展改革委發(fā)布的《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號）（簡稱“633號文”）明確了現(xiàn)階段我國抽蓄電站的價(jià)格機(jī)制，要求自2023年起全部執(zhí)行“容量+電量”兩部制電價(jià)。633號文將容量電價(jià)定位為體現(xiàn)抽蓄電站提供調(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動(dòng)等輔助服務(wù)的價(jià)值，抽蓄電站可通過容量電價(jià)回收抽發(fā)運(yùn)行成本外的其他成本，并獲得合理收益。633號文對容量電價(jià)的核定機(jī)制還做了具體規(guī)定，要求對標(biāo)行業(yè)先進(jìn)水平合理核定，將運(yùn)行維護(hù)費(fèi)率按在運(yùn)電站費(fèi)率從低到高排名前50%的平均水平核定。633號文將電量電價(jià)定位為體現(xiàn)抽蓄電站提供調(diào)峰服務(wù)的價(jià)值，抽蓄電站通過電量電價(jià)回收抽水、發(fā)電的運(yùn)行成本。文件要求以競爭性方式形成電量電價(jià)，在電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行的地區(qū)，抽水電價(jià)和上網(wǎng)電價(jià)按現(xiàn)貨市場價(jià)格及規(guī)則結(jié)算。633號文還鼓勵(lì)抽蓄電站參與輔助服務(wù)市場，規(guī)定上一監(jiān)管周期內(nèi)參與輔助服務(wù)市場及現(xiàn)貨市場的相應(yīng)收益，20%可由電站分享，其余80%在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價(jià)時(shí)相應(yīng)扣減，參與市場形成的虧損由抽蓄電站承擔(dān)。
容量電費(fèi)核定及費(fèi)用疏導(dǎo)機(jī)制
633號文要求建立容量電費(fèi)納入輸配電價(jià)回收的機(jī)制。2023年5月，國家發(fā)展改革委《關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2023〕526號）（簡稱“526號文”）更新了這一機(jī)制，明確了工商業(yè)用戶用電價(jià)格中包含的系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用由輔助服務(wù)費(fèi)用、抽水蓄能容量電費(fèi)等組成，即原包含在輸配電價(jià)內(nèi)的抽蓄容量電費(fèi)在輸配電價(jià)外單列，直接在用戶電價(jià)中疏導(dǎo)。雖然最終承擔(dān)抽蓄容量電費(fèi)的主體都是電力用戶，但從計(jì)入輸配電價(jià)到直接列入用戶電價(jià)組成中的系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，體現(xiàn)了抽蓄電站所提供輔助服務(wù)的受益者是全體用戶，這樣電價(jià)結(jié)構(gòu)將更加清晰合理。
緊隨526號文，國家發(fā)展改革委《關(guān)于抽水蓄能電站容量電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2023〕533號）（簡稱“533號文”）發(fā)布了在運(yùn)及2025年底前擬投運(yùn)的48座抽蓄電站容量電價(jià)的核定結(jié)果，并明確自2023年6月1日起執(zhí)行。533號文核定的已投運(yùn)抽蓄電站的年容量電價(jià)分布在321～824元/千瓦，2025年底前新投運(yùn)電站的年容量電價(jià)分布在471～691元/千瓦。以山東電力市場中實(shí)施的容量補(bǔ)償電價(jià)99.1元/兆瓦時(shí)估算，相當(dāng)于補(bǔ)償燃煤火電的年容量電價(jià)約為400元/千瓦?？梢钥闯?，當(dāng)前文件中核定的抽蓄電站容量電價(jià)水平，絕大多數(shù)已高于山東燃煤火電補(bǔ)償?shù)娜萘侩妰r(jià)。
抽蓄電站建設(shè)周期長、投資大，以533號文核定的容量電價(jià)補(bǔ)償其抽發(fā)運(yùn)行成本外的其他成本及合理收益，能夠大幅降低其投資風(fēng)險(xiǎn)，激勵(lì)抽蓄電站的投資建設(shè)。在633號文發(fā)布的《抽水蓄能容量電價(jià)核定辦法》中，對標(biāo)行業(yè)先進(jìn)水平進(jìn)行核定的僅為運(yùn)行維護(hù)費(fèi)，對抽蓄電站的其他成本按實(shí)際投資情況全部核入，對經(jīng)營期資本金內(nèi)部收益統(tǒng)一按6.5%核定。因抽蓄電站建設(shè)地理環(huán)境、規(guī)模的差異，不同電站的單位容量投資差異較大，這是533號文核定的各電站容量電價(jià)差異較大的主要原因。從用戶角度看，不同抽蓄電站單位容量所能提供的輔助服務(wù)是同質(zhì)化的，用戶相應(yīng)付出的容量電費(fèi)卻差異較大，與市場環(huán)境下商品同質(zhì)同價(jià)的原則不符，計(jì)劃性質(zhì)較強(qiáng)。這種將電站實(shí)際投資成本全部核入容量電價(jià)的做法，能夠較大程度降低抽蓄電站投資風(fēng)險(xiǎn)，但可能導(dǎo)致部分抽蓄電站項(xiàng)目不充分考量并控制電站建設(shè)成本，出現(xiàn)盲目跟風(fēng)投資建設(shè)的現(xiàn)象。
容量電費(fèi)與調(diào)度運(yùn)用權(quán)益的關(guān)系
抽蓄電站容量電費(fèi)由有關(guān)部門核定并發(fā)布。相對來說，新型儲能等其他市場主體在市場化環(huán)境下面臨投資回收不確定的風(fēng)險(xiǎn)，且多數(shù)省區(qū)并沒有核定容量補(bǔ)償費(fèi)用。按照權(quán)責(zé)利對等的原則，抽蓄電站既然已獲得計(jì)劃性較強(qiáng)的容量電費(fèi)作為收益保障，其在自主參與電力市場和獲得市場收益方面必然應(yīng)受到更多限制。
633號文中提出建立適應(yīng)電力市場建設(shè)發(fā)展和產(chǎn)業(yè)發(fā)展需要的容量電價(jià)調(diào)整機(jī)制，適時(shí)降低或根據(jù)電站主動(dòng)要求降低政府核定容量電價(jià)覆蓋電站機(jī)組設(shè)計(jì)容量的比例，推動(dòng)電站自主運(yùn)用剩余機(jī)組容量參與電力市場。其中隱含了在現(xiàn)階段抽蓄電站主要依賴政府核定的容量電價(jià)來疏導(dǎo)建設(shè)成本和合理收益的情況下，某種程度上調(diào)度運(yùn)用抽蓄機(jī)組的權(quán)益并不主要?dú)w屬于電站，而應(yīng)歸屬于整個(gè)電力系統(tǒng)，這種權(quán)益可以通過容量電價(jià)支付比例的降低向電站轉(zhuǎn)移。此外，633號文中明確抽蓄電站在參與輔助服務(wù)市場及現(xiàn)貨市場的收益，80%要在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價(jià)時(shí)相應(yīng)扣減，也體現(xiàn)了抽蓄電站容量電費(fèi)和調(diào)度運(yùn)用權(quán)益的關(guān)系。
現(xiàn)貨市場環(huán)境下抽蓄電站調(diào)度運(yùn)用存在的主要問題
適應(yīng)市場化環(huán)境的抽蓄 調(diào)度運(yùn)用方式缺乏依據(jù)
633號文明確現(xiàn)貨市場運(yùn)行的地區(qū)，抽蓄電站抽水電價(jià)和上網(wǎng)電價(jià)按現(xiàn)貨市場價(jià)格及規(guī)則結(jié)算，但未明確其參與市場的調(diào)用方式。
以山西電力現(xiàn)貨市場為例，各類市場主體參與現(xiàn)貨申報(bào)的方式主要有“報(bào)量報(bào)價(jià)”和“報(bào)量不報(bào)價(jià)”兩種。在山西電力市場V13.0版規(guī)則中，抽蓄電站參與市場的方式為“報(bào)量不報(bào)價(jià)”和“按需調(diào)用”相結(jié)合。目前，山西的抽蓄電站調(diào)度權(quán)屬華北網(wǎng)調(diào)（其電量電價(jià)結(jié)算在山西省內(nèi)），機(jī)組方式變化需向網(wǎng)調(diào)申請，調(diào)用方式為“計(jì)劃”和“市場”兩種模式并存。當(dāng)電網(wǎng)不存在保供或消納缺口時(shí)，以提高抽蓄電站利用率為目標(biāo)執(zhí)行抽水或發(fā)電計(jì)劃，可能會(huì)造成系統(tǒng)用能成本的整體上升，并且調(diào)用時(shí)會(huì)對抽發(fā)相應(yīng)時(shí)段的現(xiàn)貨實(shí)時(shí)市場的電價(jià)產(chǎn)生影響。
抽蓄電站“報(bào)量不報(bào)價(jià)” 難以匹配實(shí)際調(diào)峰需求
以山西電力現(xiàn)貨市場為例，6月1日起采用抽蓄電站“報(bào)量不報(bào)價(jià)”參與現(xiàn)貨市場試運(yùn)行時(shí)，電站日前申報(bào)的抽發(fā)時(shí)段與實(shí)際調(diào)峰需求時(shí)段多次產(chǎn)生偏差的情況，難以匹配電網(wǎng)實(shí)際調(diào)峰需求。主要原因：一是抽蓄電站對次日電價(jià)波動(dòng)預(yù)測不準(zhǔn)；二是新能源及負(fù)荷的日前預(yù)測與實(shí)際偏差導(dǎo)致日內(nèi)與日前計(jì)劃調(diào)用時(shí)段的不同。以9月21日為例，某抽蓄電站日前申報(bào)了“一抽一發(fā)”的出力曲線，但受新能源預(yù)測偏差的影響，實(shí)際調(diào)用時(shí)抽水時(shí)間較申報(bào)曲線推遲3小時(shí)，且增加了中午時(shí)段抽水。發(fā)電時(shí)段較申報(bào)曲線后移半小時(shí)，機(jī)組實(shí)際出力、啟停時(shí)段難以與日前保持一致（見圖1）。
抽蓄電站日前“報(bào)量不報(bào)價(jià)”曲線難以匹配系統(tǒng)實(shí)際調(diào)峰需求的情況，以及日內(nèi)“按需調(diào)用”時(shí)對火電競價(jià)空間的影響，造成了部分時(shí)段日前現(xiàn)貨市場和實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場的價(jià)差被拉大。
抽蓄電站具備潛在行使市場力的能力
以某抽蓄電站（4臺30萬千瓦機(jī)組）為例，其“報(bào)量不報(bào)價(jià)”曲線作為日前現(xiàn)貨市場出清邊界。由于現(xiàn)貨市場中火電申報(bào)的量價(jià)曲線末段通常存在斜率陡增部分，抽蓄電站最大120萬千瓦的出力變化，在某些場景下對現(xiàn)貨市場的價(jià)格會(huì)產(chǎn)生顯著影響，具有潛在行使市場力的能力。以4月14日晚高峰19∶45～20∶30時(shí)段為例，當(dāng)日高峰上旋備緊張，日內(nèi)調(diào)用4臺抽蓄機(jī)組滿發(fā)，對應(yīng)時(shí)段的實(shí)時(shí)市場出清電價(jià)為600～999元/兆瓦時(shí)。以相同的市場邊界進(jìn)行測算，若日內(nèi)未調(diào)用抽蓄機(jī)組，當(dāng)日相應(yīng)時(shí)段實(shí)時(shí)市場的出清電價(jià)將全部為1500元/兆瓦時(shí)，因抽蓄電站開機(jī)影響實(shí)時(shí)市場電價(jià)降低了501～900元/兆瓦時(shí)（見圖2）?？梢姡笕萘砍樾铍娬緟⑴c現(xiàn)貨市場時(shí)具有一定行使市場力的能力，若日前以“報(bào)量不報(bào)價(jià)”參與現(xiàn)貨市場，將使其運(yùn)用市場力影響電價(jià)的潛在能力得到發(fā)揮。為保障市場交易公平公正，應(yīng)當(dāng)采取防止其行使市場力的措施，同時(shí)盡量降低其對現(xiàn)貨市場穩(wěn)定運(yùn)行的影響。
基于兩部制電價(jià)的抽蓄電站調(diào)度運(yùn)用的三點(diǎn)建議
綜合考慮抽蓄電站兩部制電價(jià)的形成機(jī)制和參與現(xiàn)貨市場的調(diào)用實(shí)踐情況，對當(dāng)前我國抽蓄電站調(diào)度運(yùn)用提出以下三點(diǎn)建議：
一是抽蓄電站調(diào)度運(yùn)用時(shí)，不應(yīng)以提高利用小時(shí)數(shù)或其他非市場化方式確定的調(diào)用條件為目標(biāo)。預(yù)先設(shè)置抽蓄電站年度利用小時(shí)數(shù)完成目標(biāo)可能導(dǎo)致出現(xiàn)過度調(diào)用，增加全系統(tǒng)用能成本，偏離市場化環(huán)境下優(yōu)化電力資源配置和降本增效的初心。建議有關(guān)部門明確必須調(diào)用抽蓄的場景僅限于出現(xiàn)電力保供缺口、新能源消納困難、支撐電網(wǎng)安全及應(yīng)急處置電網(wǎng)故障和異常時(shí)的情況。一般情況下，應(yīng)主要對抽蓄電站以滿足電力保供和新能源消納為目標(biāo)進(jìn)行“按需應(yīng)急調(diào)用”。
二是考慮抽蓄電站上下庫容量的物理限制，調(diào)度運(yùn)用時(shí)應(yīng)至少在3日及以上時(shí)間尺度上進(jìn)行優(yōu)化調(diào)用，并盡可能減小因提前騰挪庫容造成的市場電價(jià)波動(dòng)。建議根據(jù)至少未來3日新能源和負(fù)荷的預(yù)測情況，準(zhǔn)確判斷未來3日因保供或消納的抽蓄調(diào)用安排，在此基礎(chǔ)上提前安排騰挪庫容。當(dāng)預(yù)測次日存在新能源消納缺口時(shí)，可在當(dāng)日高峰時(shí)段提前調(diào)用抽蓄機(jī)組發(fā)電以釋放上庫容量，但應(yīng)拉長時(shí)長、壓低出力，以減小對市場價(jià)格的影響。當(dāng)預(yù)測次日存在電力供應(yīng)缺口時(shí)，可安排在當(dāng)日低谷及次日高峰前的低谷時(shí)段調(diào)用抽蓄機(jī)組抽水，以釋放下庫容量，同樣應(yīng)拉長時(shí)長、壓低出力，以減小對市場價(jià)格的影響。
三是防范抽蓄電站行使市場力。現(xiàn)階段，抽蓄電站參與現(xiàn)貨市場應(yīng)暫不采用“報(bào)量不報(bào)價(jià)”的方式，或限制其申報(bào)容量（例如不超過30萬千瓦）。抽蓄電站主要容量應(yīng)由系統(tǒng)調(diào)度統(tǒng)一優(yōu)化安排，并作為現(xiàn)貨市場價(jià)格接受者進(jìn)行結(jié)算。同時(shí)，在現(xiàn)貨市場中，應(yīng)就是否安排抽蓄、安排多少容量抽蓄預(yù)先進(jìn)行比對測算，設(shè)置對全網(wǎng)統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)出清電價(jià)影響范圍的限制。例如，抽蓄電站的抽水、發(fā)電安排（包括“報(bào)量不報(bào)價(jià)”部分容量）以對全網(wǎng)統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)出清電價(jià)的影響分別不超過100元/兆瓦時(shí)、200元/兆瓦時(shí)為前提，由技術(shù)支持系統(tǒng)自動(dòng)測算并提出抽蓄機(jī)組調(diào)度運(yùn)用的優(yōu)化策略。后期隨著市場的成熟，進(jìn)一步探索研究抽蓄電站以“報(bào)量報(bào)價(jià)”方式參與現(xiàn)貨市場，實(shí)現(xiàn)各類調(diào)節(jié)資源的同臺競價(jià)。
基于兩部制電價(jià)的抽蓄電站參與市場機(jī)制的完善建議
伴隨新型能源體系的加快建設(shè)，新能源發(fā)電量占比持續(xù)上升，煤電等常規(guī)電源的利用小時(shí)數(shù)逐年降低。目前，中長期市場和現(xiàn)貨市場都設(shè)置了最高限價(jià)，煤電等常規(guī)電源僅通過市場化電量電價(jià)回收固定成本已捉襟見肘，容量補(bǔ)償機(jī)制或容量市場建立的必要性逐漸增強(qiáng)。抽蓄電站作為獨(dú)立的市場主體，應(yīng)在容量補(bǔ)償機(jī)制或容量市場建立后，不再由政府核定容量電價(jià)，而應(yīng)通過統(tǒng)一的容量補(bǔ)償機(jī)制或容量市場獲得容量電費(fèi)。633號文提出，在上一監(jiān)管周期抽蓄電站可用率不達(dá)標(biāo)時(shí)，應(yīng)當(dāng)適當(dāng)降低電站核定的容量電價(jià)水平，但實(shí)際操作中尚缺乏可用率標(biāo)準(zhǔn)及降低容量電價(jià)的辦法。建議現(xiàn)階段抽蓄容量電費(fèi)支付率可與電站在每個(gè)完整年度中10個(gè)系統(tǒng)凈負(fù)荷（平衡區(qū)內(nèi)負(fù)荷加外送或減受入電力后，再減去新能源等波動(dòng)性強(qiáng)電源的出力）最大日及10個(gè)新能源消納最困難日的平均可用容量與電站裝機(jī)容量之比關(guān)聯(lián)。
我國電力市場化改革正加快推進(jìn)，山西、甘肅、山東等現(xiàn)貨試點(diǎn)省區(qū)已進(jìn)入長周期不間斷試運(yùn)行，其他多個(gè)省區(qū)也已開展現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行或模擬試運(yùn)行，同時(shí)，多個(gè)省區(qū)陸續(xù)推出調(diào)頻、備用、爬坡等輔助服務(wù)交易品種。抽蓄電站除可參與電能量市場，還可探索其參與多個(gè)品種的輔助服務(wù)交易。建議嚴(yán)格落實(shí)633號文要求，政府逐步降低抽蓄電站核定的容量電價(jià)覆蓋裝機(jī)容量的比例，主動(dòng)推動(dòng)電站更多地通過參與市場回收成本、獲得收益，促進(jìn)抽水蓄能行業(yè)健康有序發(fā)展。抽蓄電站可先按容量電價(jià)未覆蓋部分占電站總裝機(jī)的比例獲得電站參與電力市場的收益，其余收益中的20%依然歸電站享有，80%在下一監(jiān)管周期核定容量電價(jià)時(shí)扣減。
新型電力系統(tǒng)中促進(jìn)調(diào)節(jié)資源的發(fā)展應(yīng)遵循基本的經(jīng)濟(jì)規(guī)律，進(jìn)一步發(fā)揮市場優(yōu)化配置資源的作用。對調(diào)節(jié)資源的具體形態(tài)不應(yīng)過多干預(yù)，應(yīng)當(dāng)讓各類主體在科學(xué)合理的市場規(guī)則引導(dǎo)下自由競爭、優(yōu)勝劣汰。商品同質(zhì)同價(jià)、主體“貢收匹配”是市場建設(shè)要遵循的原則之一，市場中對不同的市場主體應(yīng)秉持公平、公正的原則。目前，容量電價(jià)對抽蓄電站的成本及合理收益的保障較充分，其在參與市場時(shí)優(yōu)勢較大，具有較強(qiáng)行使市場力的潛力。兩部制電價(jià)模式下，應(yīng)對抽蓄電站單位容量建設(shè)成本或容量電價(jià)支付標(biāo)準(zhǔn)設(shè)定上限，警惕出現(xiàn)部分抽蓄電站項(xiàng)目不充分考量建設(shè)成本、盲目過熱發(fā)展的現(xiàn)象。應(yīng)當(dāng)對抽蓄、儲能、靈活性提升改造火電、虛擬電廠等不同的調(diào)節(jié)資源進(jìn)行綜合技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較，在電力系統(tǒng)規(guī)劃中納入市場環(huán)境下的綜合成本與社會(huì)公共收益分析，同時(shí)結(jié)合新能源的規(guī)劃和投產(chǎn)情況，因地制宜、科學(xué)激勵(lì)調(diào)節(jié)資源發(fā)展。
目前，多種新型儲能技術(shù)正逐步走向成熟，特別是鋰電池等大容量電化學(xué)儲能已進(jìn)入規(guī)?；虡I(yè)應(yīng)用階段，其運(yùn)行特性與抽蓄電站存在一些相似之處。電化學(xué)儲能的調(diào)度運(yùn)用和參與市場機(jī)制應(yīng)結(jié)合上述對抽蓄電站的相關(guān)建議統(tǒng)籌研究考慮。
