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摘要：能源高質量發(fā)展和碳達峰目標對我國電力系統(tǒng)靈活性提出了更高的要求，抽水蓄能電站的重要戰(zhàn)略地位日益增強。本文選取英國、美國、歐盟和日本為代表，梳理了國外抽水蓄能電站經營發(fā)展情況，歸納分析了其抽水蓄能電站的盈利模式及影響因素，總結了有利于我國抽水蓄能電價機制發(fā)展的啟示和建議：深化包括電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和容量保障機制在內的電力市場化改革；用足市場手段、發(fā)揮政策優(yōu)勢，在電力市場過渡階段建立基于功能價值的靈活調節(jié)容量市場，為抽水蓄能等靈活性資源開辟同臺競爭的賽道；合理規(guī)劃抽水蓄能發(fā)展規(guī)模，探索建立抽蓄利用情況指標體系及風險預警機制。
關鍵詞：抽水蓄能；盈利模式；電價機制；國際經驗
當前，我國正加快構建“清潔低碳、安全高效”的能源體系，積極發(fā)展清潔能源并提升能源綜合利用效率。2020年9月，我國提出新的二氧化碳排放達峰目標，力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和。在此背景下，中國新型能源系統(tǒng)轉型對電力系統(tǒng)的靈活性提出了更高要求。
抽水蓄能電站是提升電力系統(tǒng)靈活性的重要手段之一，在調峰填谷、平抑風光波動性等領域具有優(yōu)勢，尤其在具有高比例可再生能源的區(qū)域，其重要戰(zhàn)略地位日益增強?！秶野l(fā)展改革委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）將抽水蓄能電價機制已統(tǒng)一為“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”的新型兩部制電價機制。同時，當前這輪電力體制改革正在推進統(tǒng)一開放、競爭有序的電力市場體系建設，形成了以中長期交易為主、現(xiàn)貨市場試點運行的電力市場格局。因此，探究在當前政策和市場環(huán)境下抽水蓄能電站的盈利方式和電價機制優(yōu)化方向，對完善抽水蓄能電價政策、促進抽水蓄能產業(yè)的健康發(fā)展十分重要。
本文將對國外典型國家或地區(qū)的抽水蓄能電站盈利模式進行研究，包括英國、美國和歐盟等競爭性電力市場國家或地區(qū)，以及非競爭性電力市場國家——日本。以期通過對國外電站經營發(fā)展實踐的歸納和總結，凝練出有利于我國抽水蓄能電價機制發(fā)展的經驗與啟示。
一、國際抽水蓄能電站概況
1882年，首座抽水蓄能電站誕生在瑞士。伴隨著抽水蓄能電站工程技術的發(fā)展及其在電網(wǎng)中實際運行的表現(xiàn)，從初期主要用于調節(jié)常規(guī)水電站出力的季節(jié)性不平衡，逐步被賦予越來越多的職責——調峰填谷、調頻調相、事故備用、配合風電儲能等。
20世紀50年代是抽水蓄能電站開始迅速發(fā)展的起步階段，西歐各國領導著世界抽水蓄能電站建設的潮流，占世界抽水蓄能電站總裝機容量的35%~40%。20世紀60~90年代約30年間，是抽水蓄能電站建設蓬勃發(fā)展的第一個時期，尤其是上世紀70年代和80年代可謂抽水蓄能電站發(fā)展的黃金時期。其中以美國發(fā)展最為迅猛，從1960年代后期蓄能裝機容量躍居世界第一，并保持了20多年的優(yōu)勢。
20世紀90年代，受經濟發(fā)展形勢和電力市場化改革等影響，歐美國家的抽水蓄能電站建設進程放緩。日本超過美國成為抽水蓄能電站裝機容量最大的國家，到20世紀末裝機規(guī)模達到2082萬千瓦。中國也在這個階段逐步進入蓬勃發(fā)展時期，但總體而言日本、美國和西歐諸國抽水蓄能電站裝機容量之和仍占到世界抽水蓄能電站總裝機容量的80%以上。
進入21世紀，以中國為代表的亞洲國家開始引領世界抽水蓄能進入第二個高速發(fā)展期，以平均每年超過130萬千瓦的速度迅速趕超，到2016年中國抽水蓄能電站規(guī)模與日本基本相當。日本在本世紀前10年，仍然保持抽水蓄能建設勢頭，進入2010年后，受自然資源條件限制，從新建抽水蓄能電站轉入已建電站預留機組擴建和蓄能改造階段，歐美等國家的抽水蓄能也主要以更新改造為主。
圖1 世界抽水蓄能歷年累計裝機容量
目前，抽水蓄能已成為一種成熟的電儲能方式，其裝機容量占到全世界電儲能裝機容量的94%，儲存的電能占全球儲能的99%。截止2021年底，全世界抽水蓄能電站裝機容量達16500萬千瓦，中國裝機容量3669萬千瓦，占世界裝機容量的22.2%，其次為日本和美國，分別為2750萬千瓦和2200萬千瓦。同時，歐洲國家也占較大比例。
圖2 世界抽水蓄能電站裝機分布
國際上，日本、美國抽水蓄能裝機容量分列世界第二位、第三位，抽水蓄能在電力系統(tǒng)中占據(jù)重要地位。除了東亞和美國，歐洲也是抽水蓄能電站分布較多的地區(qū)。英國雖然抽水蓄能機組裝機容量不大，但在電力市場改革之后形成了較成熟的電力市場體系和電價機制。本文將選取英國、美國、歐盟和日本為代表，分析國外抽水蓄能電站經營發(fā)展情況。
二、國外典型國家/地區(qū)抽蓄電站盈利模式
（一）英國
1989年英國政府頒布新的《電力法》，開始推行電力體制改革，推進電力市場私有化和市場化，該時期實行的是電力庫模式（Power Pool）；由于電力庫模式的過分集中，2001年正式實施新的電力交易系統(tǒng)NETA；2005年以BETTA模式為基礎進行了第三次改革，將蘇格蘭地區(qū)納入；2011年，開啟新一輪以促進低碳發(fā)展、保障供應安全為核心的電力市場化改革。目前，英國形成了一個具有各個時間尺度的電能量市場、輔助服務市場、容量市場的電力市場體系，是分散式電力市場的代表，主要以雙邊交易為主，平衡機制和輔助服務市場則由英國國家電網(wǎng)（National Grid）統(tǒng)一負責采購。
英國燃氣電站裝機容量大，是電網(wǎng)的主力調峰手段；抽水蓄能電站相對于燃氣電站，容量較少，主要承擔尖峰負荷、容量備用等任務。隨著英國電力體制改革的不斷推進，抽水蓄能電站的經營管理體制幾經變遷，效益亦隨之發(fā)生變化。目前抽水蓄能電站由業(yè)主獨立經營，與其他電廠一起參與市場競爭。電力體制改革以后，英國的發(fā)電、配電、售電由統(tǒng)一經營變?yōu)槭袌龌偁?，抽水蓄能電站能夠很好地參與到電能量市場與輔助服務市場中。
基于抽水蓄能機組的技術特性和在電網(wǎng)中的特殊作用，英國電力市場專門制定抽水蓄能機組的競價模式和電價機制。英國明確抽水蓄能電站收入包括年度交易中的固定收入（固定部分）與競價交易中的電量銷售收入（變動部分）兩部分。
圖3 英國抽水蓄能電站收入構成
1.固定部分
抽水蓄能電站將部分容量與英國國家電網(wǎng)公司簽訂合約，作為國家電網(wǎng)公司調節(jié)資源，英國國家電網(wǎng)對其提供的服務進行補償。該部分為固定收入，又稱容量補償，是對抽水蓄能電站在承擔電網(wǎng)輔助服務和參與調峰填谷兩方面效益的補償。
固定部分收入約占抽水蓄能電站全年總收入的70%~80%，其中輔助服務補償費約占固定部分收入的70%。
2.變動部分
抽水蓄能電站通過參加電力平衡市場交易獲得變動部分收入，但與一般機組有所不同，其主要承擔尖峰負荷，所報價格是響應尖峰負荷的價格，一般是基荷價格的幾倍。抽水蓄能電站與同樣能承擔尖峰的其他機組相比，具有較大的競爭優(yōu)勢，能夠通過競價交易獲得電量銷售收入。這部分收入隨著不同時段、不同報價而變動，完全依靠市場需求和競價交易獲得。變動收入占抽水蓄能電站全年總收入的20%~30%。
英國的迪諾威克抽水蓄能電站裝機180萬千瓦，是歐洲最大的抽水蓄能電站之一。該電站由國家投資興建，1984年投運，屬英國國家電力局，在1991年實行私有化改革后，售賣給私營的英國國家電網(wǎng)公司，后又轉讓給Edison Mission Energy公司獨立經營，參與英格蘭和威爾士電力市場競爭。電站1994年發(fā)電100吉瓦時，裝機年利用小時數(shù)僅556h，年收入額基本維持在1億英鎊左右，年運營收入中輔助服務收費幾乎占一半。
（二）美國
美國1992年公布聯(lián)邦新能源法；1996年聯(lián)邦能源管理委員會（FERC）頒布第888號及889號法令，開始對垂直一體化的公用電業(yè)進行體制改革；1999年頒布法令提出建立區(qū)域輸電組織（Regional Transmission Organization， RTO），基于美國的聯(lián)邦體制，各州電力市場的設計方案、規(guī)則及電業(yè)改革的進度都不相同。美國電力市場改革的主要特點：一是主體分散化。發(fā)電商、輸電商、配售電公司的市場份額均比較分散；輸電網(wǎng)所有權分散化，有超過500家電網(wǎng)公司。二是電力市場交易模式的多樣化。美國沒有全國性的電力市場，有8~10個區(qū)域電力市場，其中既有集中競價交易的ISO/RTO批發(fā)電力市場，也有仍然維持電力事業(yè)公司垂直一體化運營的方式。
美國的抽水蓄能電站一般都由電力公用事業(yè)公司建設和運營。自1992年開始電力市場化后，抽水蓄能電站才由獨立電力生產商建設，但總體占比不高。由于美國各州電力體制改革的方式不同，抽水蓄能電站在各州的運營和盈利方式存在差異，主要存在以下三種：電網(wǎng)統(tǒng)一經營、作為獨立電廠參與電力市場競價、租賃模式。
1.電網(wǎng)統(tǒng)一經營
對于由電網(wǎng)公司建設和擁有的抽水蓄能電站，實行的是電網(wǎng)統(tǒng)一核算方式，抽水蓄能電站的運行成本以及合理回報等一并計入電網(wǎng)公司銷售電價中，通過銷售電價回收成本。該模式主要在未實行ISO/RTO批發(fā)電力市場的地區(qū)采用，電力市場仍以Utilities電力事業(yè)公司垂直一體方式運行。
2.作為獨立電廠參與電力市場競價
在施行ISO/RTO批發(fā)電力市場模式的地區(qū)，發(fā)、輸、配、售完全市場化，現(xiàn)貨市場中電力調度和交易機構對電能市場和輔助服務市場進行聯(lián)合優(yōu)化，實行的是集中化的電力市場。
美國加州在電力市場外設立了以競價為基礎的輔助服務市場。Helms抽水蓄能電站位于美國加州西拉內華達地區(qū)，基于輔助服務市場的建立，其輔助服務收入占總收入的60%，電站啟用次數(shù)也比市場化前增加。
3.租賃模式
在該模式下，電站建設前電站投資方與電網(wǎng)公司簽訂備忘錄，就電站的租賃容量、電力系統(tǒng)服務輔助設施以及調度控制等方面達成協(xié)議，最大程度上降低抽水蓄能電站的運營風險，并以此作為貸款保證。
美國俄亥俄州Summit抽水蓄能電站處于PJM電力市場范圍內，雖然PJM電力市場高度發(fā)達，但該電站仍采用向電網(wǎng)租賃經營的模式，其效益來源主要是容量租金。電站收入相對輔助服務競價上網(wǎng)風險大大降低，但回報也相應較低。
（三）歐盟
20世紀90年代以來，歐盟先后頒布了三個電力改革法案，推動成員國開展電力市場化改革，并同步推進電力行業(yè)一體化建設，促進成員國之間能源市場的開放融合，力爭建成內部統(tǒng)一的能源市場。歐盟于1996年、2003年和2009年先后發(fā)布三次具有法律約束力的電力改革指令，改革的主要方向是發(fā)電、輸電和配電業(yè)務的分離和電力供應商的自由選擇。目前，歐洲的電力市場主要由歐洲電力交易所EPEX、北歐電力交易所Nord Pool等七大市場構成，以雙邊合約市場、日前市場、日內市場和平衡市場的順序展開交易，遠期市場和現(xiàn)貨市場的銜接以及優(yōu)化出清方式與英國類似。
歐盟域內抽水蓄能電站一般采用獨立經營模式，項目的開發(fā)和運營獨立于電網(wǎng)企業(yè)，與其他電廠在市場上展開競爭。收入的主要來源包括參與輔助服務市場和現(xiàn)貨市場峰谷套利，一方面提供調頻、備用等平衡服務，另一方面利用峰谷價差谷時抽水峰時發(fā)電。
近年來，歐盟各國制定了有利于可再生能源發(fā)展的政策，技術進步和規(guī)模效應使得風電和光伏等可再生能源電力的價格競爭力提升，實現(xiàn)了可再生能源比例的高速增長。大規(guī)模的風電和光伏電力的接入給歐洲電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行帶來了巨大的挑戰(zhàn)，整個電力市場對靈活性平衡容量的需求長期來看是增長的。相應地，歐洲各國也正在積極地采取措施，明確大力發(fā)展包括抽水蓄能在內的儲能技術。
奧地利是歐洲統(tǒng)一電力市場的成員國之一，與德國等周邊國家實現(xiàn)了電網(wǎng)互聯(lián)互通。奧地利普芬寧貝格（Pfenningberg）抽水蓄能電站規(guī)劃裝機容量3×15萬千瓦，項目預計于2021年建設施工，2024年投產運營。得益于有利的市場環(huán)境以及自身優(yōu)越的區(qū)位和技術優(yōu)勢，經營前景較為樂觀。根據(jù)相關資料，經營過程中普芬寧貝格電站主要瞄準平衡容量（Balancing capacity）市場和現(xiàn)貨市場，通過參與平衡容量競標、峰谷套利來賺取收益。根據(jù)近年來平衡容量市場和現(xiàn)貨市場的價格趨勢，普芬寧貝格電站主要收入來源為提供平衡產品，尤其是二級平衡電量（約4000歐元/兆瓦時）；而現(xiàn)貨價格峰谷差近幾年呈下降趨勢（約15歐元/兆瓦時），套利空間逐步收窄。
（四）日本
日本電力工業(yè)長期以來主要由十大私有區(qū)域電力公司占據(jù)主導地位，在各自經營區(qū)域內實行發(fā)輸配售一體化運營。日本從上世紀90年代開始啟動電力市場化改革，通過成立特定規(guī)模電力企業(yè)、引入獨立發(fā)電企業(yè)等方式，在售電側和發(fā)電側引入競爭機制。2011年福島核事故發(fā)生后，日本開始著手新一輪電力市場化改革，成立廣域系統(tǒng)運行協(xié)調機構、全面放開售電市場，將電網(wǎng)環(huán)節(jié)與發(fā)電等業(yè)務進行法律分離。目前，日本電力市場的主要特點：一是保持“發(fā)輸配售”垂直一體化，在發(fā)電和售電領域引入競爭，通過全面放開用戶選擇權的方式推進電力改革；二是成立全國性的電力調度運營機構，打破電力供應地域限制，促進全國性電力資源的優(yōu)化配置，實現(xiàn)電力安全穩(wěn)定供應。
日本的抽水蓄能電站按照投資或所有主體大致分為兩類，一類是由獨立電源開發(fā)商建設和管理，另一類則是電力公司所有。相應的運營和盈利方式也分為租賃和電網(wǎng)內部結算模式兩種。
1.租賃模式
以日本電源開發(fā)公司的下鄉(xiāng)抽水蓄能電站為例，其裝機容量100萬千瓦，以利潤率6%租賃給東京電力公司調度使用。每年東京電力公司向電源開發(fā)公司支付的費用中，還貸付息占55.8%，折舊占24.3%，運行維修費占4%，其余為稅收、管理費和利潤。
2.電網(wǎng)內部結算模式
東京電力公司擁有191座電站，總裝機容量61830MW，其中抽水蓄能電站6800MW；東京電力公司以191座電站綜合經濟效益最優(yōu)為原則，安排抽水蓄能電站運行，使抽水蓄能電站與其他電源形成了很好的效益互補，其經濟價值在電力公司內部統(tǒng)一核算。電力公司對于電站大修少于規(guī)定時間的電站還會進行獎勵。
三、總結及啟示
表1對英國、美國、歐盟和日本電力市場環(huán)境、抽水蓄能電站的投資（所有）方式、經營方式和盈利來源進行了總結。
表1 國外典型國家/地區(qū)抽水蓄能電站盈利模式比較
（一）盈利模式分類
總體上，國外抽水蓄能電站的盈利模式可以分為三種，即一體化內部結算、獨立參與市場與租賃模式。
1.一體化內部結算。在垂直一體化的電力體制下，抽水蓄能電站不是獨立的法人實體，由一體化的電力公司所有并統(tǒng)一運營。電站的成本、還本付息等均由電力公司統(tǒng)一負責，并通過用戶銷售電價回收。
2.獨立參與市場。在實行廠網(wǎng)分開、建立了競爭性批發(fā)電力市場的國家或地區(qū)，抽水蓄能電站在產權上已獨立于電網(wǎng)，其電力產品（包括電能量和輔助服務）通過相應的市場銷售，成本通過市場形成的價格予以補償。通過參與現(xiàn)貨市場、峰谷套利方式實現(xiàn)的收入約占其全部收入的30%~40%，參與輔助服務獲得的收入占60%~70%。雖然英國電力市場中抽水蓄能電站的收入以固定部分和變動部分的形式體現(xiàn)，其本質上仍然是通過參與輔助服務市場和電能市場產生收益。
3.租賃模式。該模式下抽水蓄能電站所有權亦獨立于電網(wǎng)，擁有抽水蓄能電站產權的企業(yè)不直接運營電站，而是將電站租賃給電網(wǎng)運營管理，抽水蓄能電站的盈利來源即為運營權的讓渡價值。
（二）影響因素
上述國家或地區(qū)的抽水蓄能電站盈利模式主要受到電力市場環(huán)境、投資/所有方式和經營模式的影響。在上述三個影響因素中，電力市場環(huán)境起到了基礎性作用，很大程度上決定了抽水蓄能電站的投資者性質和經營模式，進而最終影響盈利模式。
圖4 抽水蓄能電站盈利模式影響因素關系
電力市場改革國家（或地區(qū)）在電力批發(fā)市場引入競爭時，電力法令通常帶有對垂直一體電力公司拆分的舉措或允許獨立發(fā)電廠公平接入電網(wǎng)的條款，使得大量抽水蓄能電站由獨立于電網(wǎng)的市場主體投資開發(fā)或持有。隨著電力市場的不斷發(fā)展和完善，電能量市場和輔助服務市場產生實時反應供需和經濟價值的價格信號，使得各種類型的電源同臺競爭并發(fā)揮各自的優(yōu)勢。獨立經營的抽水蓄能電站也就可以通過參與現(xiàn)貨市場和輔助服務市場的方式盈利：一方面利用現(xiàn)貨市場電價波動套利，谷時抽水、峰時發(fā)電；另一方面利用自身調節(jié)性能的優(yōu)勢，提供調頻、備用、調相等高價值的靈活性資源。
電力市場環(huán)境中除了廠網(wǎng)分開的因素，調度與交易機構的獨立與否也影響著抽水蓄能電站的盈利模式。美國ISO/RTO批發(fā)電力市場模式下，系統(tǒng)調度機構與市場交易機構獨立于發(fā)電廠商和電網(wǎng)所有者，其立足于社會總福利最大化的目標進行電力系統(tǒng)的運行調度和市場運營。在這樣的機制下，保證了不同電源類型在電能量市場和輔助服務市場的公平競爭和信息對稱勢態(tài)，抽水蓄能電站也就有了獨立經營的制度保障和盈利可能性。日本的系統(tǒng)調度機構與電網(wǎng)一體，十大電力公司內部分別有各自的調度機構。電改成立的廣域系統(tǒng)運行協(xié)調機構只是負責整體協(xié)調10家調度機構。同時，發(fā)輸配一體化的體制尚還無法準確地評估容量備用的經濟價值，因此由獨立電源開發(fā)商投資的抽水蓄能電站須租賃給電力公司。
參與市場競爭的營收雖然可觀，但也面臨著較大的風險。對抽水蓄能電站運營者的市場信息掌握能力和預測能力要求極高，投資者的風險偏好也在很大程度上影響著抽水蓄能電站的長期建設。即便是在電力市場發(fā)達的美國PJM市場范圍內，也存在向電網(wǎng)公司租賃的模式，以減小經營和投資的風險。因此，租賃模式在競爭性批發(fā)市場環(huán)境下成為一種規(guī)避風險、鎖定收益的盈利方式。
（三）對我國抽水蓄能電價機制的啟示
隨著國內抽水蓄能電價政策的演變和電價
機制改革，特別是在2021年4月《國家發(fā)展改革委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）出臺后，目前國內抽水蓄能電價機制已統(tǒng)一為“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”的新型兩部制電價機制。新機制堅持政策穩(wěn)定性和創(chuàng)新性并舉，解決了原有價格機制與市場發(fā)展不夠銜接、激勵約束機制不夠健全的突出矛盾。同時，考慮到新型電力系統(tǒng)的逐步構建、電力市場建設進程不斷加快，仍有必要做好新機制的落實、細化、效果評估和優(yōu)化完善等相關工作。
本文對競爭性電力市場國家（地區(qū)）以及非競爭性電力市場國家的抽水蓄能電站經營發(fā)展實踐進行了梳理，得出完善我國抽水蓄能電價機制的啟示和建議：
1.推進我國電力市場化改革的逐步深化，建立完備的電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和容量保障機制。
電價機制形成電價的規(guī)則體系，決定了電價組成結構與電價水平計算方法。在批發(fā)環(huán)節(jié)，電價機制集中反映了電廠的經營方式、盈利模式和收入來源，與批發(fā)電力市場體制密切相關。運行良好的現(xiàn)貨市場和輔助服務市場是抽水蓄能電站參與競爭、生存發(fā)展的必要條件：當實時反映電能量市場供需變化的價格信號波動達到一定程度，才能給與抽水蓄能電站賺取峰谷價差的機會；與電能量市場相耦合的輔助服務定價機制才能全面反映出抽水蓄能電站的機會成本。同時，探索建立基于系統(tǒng)可靠性標準和失負荷價值的市場化容量充裕度保障機制，促進抽水蓄能電站在高比例可再生能源電力系統(tǒng)中發(fā)揮保障電力安全可靠供應的作用。
2.用足市場手段、發(fā)揮政策優(yōu)勢，可考慮建立基于功能價值的靈活調節(jié)容量市場，為抽水蓄能等靈活性資源開辟同臺競爭的賽道。
在以中長期交易為主的電力市場體系下，帶有電能時序價值信號的現(xiàn)貨市場尚未完全建立起來，輔助服務基于成本定價、價格長期偏低。在完備電力市場形成前，可積極探索包括靈活性煤電、調節(jié)性水電、抽水蓄能、需求側響應、新型儲能等多種靈活性資源共同競爭的經濟激勵機制，在其中發(fā)揮抽水蓄能具備全年性調節(jié)能力和經濟性較優(yōu)的優(yōu)勢，打破各項靈活性資源電價機制“各自為政”、互不協(xié)調的局面，在新能源大規(guī)模并網(wǎng)的趨勢下發(fā)現(xiàn)系統(tǒng)最優(yōu)調節(jié)成本。
3.合理規(guī)劃抽水蓄能發(fā)展規(guī)模，探索建立抽蓄利用情況指標體系及風險預警機制。
在能源高質量發(fā)展和碳達峰目標的引領下，“十四五”期間我國新能源發(fā)電仍具有較大的空間新增規(guī)模，未來調峰需求將進一步擴大?？紤]到當前容量電價政策性電價的屬性，政府能源主管部門有必要研究與之配套的精細化利用情況監(jiān)管和考核機制，以一定監(jiān)管周期、按可研核定的效益和可靠性指標對抽蓄電站進行滾動評估。對于未達到標準的，按比例扣減容量電費，兼顧降低輸配電成本的政策目標。同時，需重點監(jiān)測和評估電價承受能力較低地區(qū)的電價抬升情況，參照煤電風險預警機制，考慮終端電價承受能力和其他靈活性資源替代性、匹配新能源消納規(guī)模，定期發(fā)布未來幾年全國各省級電網(wǎng)抽蓄建設風險預警信號。
The Analysis of the Business Models of Foreign Pumped Storage Hydro Plants
Abstract:With the goals of developing a high-quality energy system and hitting peak emissions, China requires more flexibility in the power system. The position of pumped storage hydro plants is increasingly important strategically. We select pumped storage hydro plants in the United Kingdom, the United States, the European Union and Japan as cases to study their operation and development. The typical business models and the influencing factors are summarized. Implications and suggestions to improve Chinas electricity price policy for pumped storage hydro plants are drawn: it is necessary to deepen the reform of power market including spot and ancillary service markets and the guarantee mechanism of capacity adequacy; approaches of both the market and the government are suggested to develop a fair-play mechanism framework for flexibility resources during the transition stage of the power market; it is significant to formulate a reasonable development program for pumped storage hydro with an index system on utilization and an investment risk alerting mechanism.
Key words:Pumped Storage Hydro; Business Model; Price Mechanism;International Experience
（本期作者：羅開顏，王睿，劉慶，陳啟鑫）
作者簡介
羅開顏，男，博士，主要研究方向為電力經濟、電價機制。
文章來源
本篇文章發(fā)表于《中國能源》雜志2022年第7期。
