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我國正深入推進能源綠色低碳轉(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)已進入快車道，相關(guān)配套政策也已陸續(xù)出臺，在兩部制電價機制下，抽水蓄能電站在調(diào)度運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)體制機制進行深入研究探討，助力抽水蓄能更加科學(xué)健康發(fā)展，更好服務(wù)于新型電力系統(tǒng)建設(shè)。

當(dāng)前抽蓄價格形成及費用疏導(dǎo)機制

抽蓄電站價格形成相關(guān)政策

國家發(fā)展改革委發(fā)布的《關(guān)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號文，以下簡稱“633號文”）明確了現(xiàn)階段我國抽蓄電站的價格機制，要求自2023年起全部執(zhí)行“容量+電量”的兩部制電價。633號文將容量電價定位為體現(xiàn)抽蓄電站提供調(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等輔助服務(wù)的價值，抽蓄電站可通過容量電價回收抽發(fā)運行成本以外的其他成本并獲得合理收益。633號文對容量電價的核定機制還作了具體規(guī)定，要求對標(biāo)行業(yè)先進水平合理核定，將運行維護費率按在運電站費率從低到高排名前50%的平均水平核定。633號文將電量電價定位為體現(xiàn)抽蓄電站提供調(diào)峰服務(wù)的價值，抽蓄電站通過電量電價回收抽水、發(fā)電的運行成本。文件要求以競爭性方式形成電量電價，在電力現(xiàn)貨市場運行的地區(qū)，抽水電價和上網(wǎng)電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結(jié)算。633號文還鼓勵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時相應(yīng)扣減，參與市場形成的虧損由抽蓄電站承擔(dān)。

容量電費核定及費用疏導(dǎo)機制

633號文要求建立容量電費納入輸配電價回收的機制，2023年5月，國家發(fā)展改革委發(fā)布的《關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事項的通知》（發(fā)改價格〔2023〕526號，以下簡稱“526號文”）更新了這一機制，明確了工商業(yè)用戶用電價格中包含的系統(tǒng)運行費用由輔助服務(wù)費用、抽水蓄能容量電費等組成，即原包含在輸配電價內(nèi)的抽蓄容量電費在輸配電價外單列，直接在用戶電價中疏導(dǎo)。雖然最終承擔(dān)抽蓄容量電費的主體都是電力用戶，但從計入輸配電價到直接列入用戶電價組成中的系統(tǒng)運行費用，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，如此電價結(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及有關(guān)事項的通知》（發(fā)改價格〔2023〕533號，以下簡稱“533號文”）發(fā)布了在運及2025年底前擬投運的48座抽蓄電站容量電價的核定結(jié)果，并明確自2023年6月1日起執(zhí)行。533號文核定的已投運抽蓄電站的年容量電價分布在321～824元/千瓦，2025年底前新投運電站的年容量電價分布在471～691元/千瓦。以山東電力市場中實施的容量補償電價99.1元/兆瓦時估算，相當(dāng)于補償燃煤火電的年容量電價約為400元/千瓦?？梢钥闯觯?dāng)前文件中核定的抽蓄電站容量電價水平絕大多數(shù)已高于山東燃煤火電補償?shù)娜萘侩妰r。

抽蓄電站建設(shè)周期長、投資大，以533號文核定的容量電價補償其抽發(fā)運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，激勵抽蓄電站的投資建設(shè)。在633號文發(fā)布的《抽水蓄能容量電價核定辦法》中，對標(biāo)行業(yè)先進水平進行核定的僅為運行維護費，對抽蓄電站的其他成本按實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)付出的容量電費卻差異較大，與市場環(huán)境下商品同質(zhì)同價的原則不符，計劃性質(zhì)較強。這種將電站實際投資成本全部核入容量電價的做法，能夠較大程度降低抽蓄電站投資風(fēng)險，但可能導(dǎo)致部分抽蓄電站項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。

容量電費與調(diào)度運用權(quán)益的關(guān)系

抽蓄電站容量電費由有關(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性的風(fēng)險，且多數(shù)省區(qū)并沒有核定容量補償費用。按照權(quán)責(zé)利對等的原則，抽蓄電站既然已獲得計劃性較強的容量電費作為收益保障，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)展需要的容量電價調(diào)整機制，適時降低或根據(jù)電站主動要求降低政府核定容量電價覆蓋電站機組設(shè)計容量的比例，推動電站自主運用剩余機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)度運用抽蓄機組的權(quán)益并不主要歸屬于電站，而應(yīng)歸屬于整個電力系統(tǒng)，這種權(quán)益可以通過容量電價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時相應(yīng)扣減，也體現(xiàn)了抽蓄電站容量電費和調(diào)度運用權(quán)益的關(guān)系。

現(xiàn)貨市場環(huán)境下抽蓄電站調(diào)度運用存在的主要問題

適應(yīng)市場化環(huán)境的抽蓄調(diào)度運用方式缺乏依據(jù)

633號文明確現(xiàn)貨市場運行的地區(qū)抽蓄電站抽水電價和上網(wǎng)電價按現(xiàn)貨市場價格及規(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)貨申報的方式主要有“報量報價”和“報量不報價”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“報量不報價”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)（其電量電價結(jié)算在山西省內(nèi)），機組方式變化需向網(wǎng)調(diào)申請，調(diào)用方式為“計劃”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，以提高抽蓄電站利用率為目標(biāo)執(zhí)行抽水或發(fā)電計劃，可能會造成系統(tǒng)用能成本的整體上升，并且調(diào)用時會對抽發(fā)相應(yīng)時段的現(xiàn)貨實時市場電價產(chǎn)生影響。

抽蓄電站“報量不報價”難以匹配實際調(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“報量不報價”參與現(xiàn)貨市場試運行時，多次出現(xiàn)電站日前申報的抽發(fā)時段與實際調(diào)峰需求時段產(chǎn)生偏差的情況，難以匹配電網(wǎng)實際調(diào)峰需求。究其主要原因，一是抽蓄電站對次日電價波動預(yù)測不準(zhǔn)；二是新能源及負(fù)荷的日前預(yù)測與實際的偏差導(dǎo)致日內(nèi)與日前計劃調(diào)用時段的不同。以9月21日為例，某抽蓄電站日前申報了“一抽一發(fā)”的出力曲線，但受新能源預(yù)測偏差的影響，實際調(diào)用時抽水時間較申報曲線推遲3小時且增加了中午時段抽水。發(fā)電時段較申報曲線后移半小時，機組實際出力、啟停時段難與日前保持一致（見圖1）。

抽蓄電站日前“報量不報價”曲線難以匹配系統(tǒng)實際調(diào)峰需求的情況，以及日內(nèi)“按需調(diào)用”時對火電競價空間的影響，造成了部分時段日前現(xiàn)貨市場和實時現(xiàn)貨市場的價差被拉大。

抽蓄電站具備潛在行使市場力的能力

以某抽蓄電站（4臺30萬千瓦機組）為例，其“報量不報價”曲線作為日前現(xiàn)貨市場出清邊界。由于現(xiàn)貨市場中火電申報的量價曲線的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)貨市場的價格會產(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時段為例，當(dāng)日高峰上旋備緊張，日內(nèi)調(diào)用4臺抽蓄機組滿發(fā)，對應(yīng)時段的實時市場出清電價為600～999元/兆瓦時。以相同的市場邊界進行測算，若日內(nèi)未調(diào)用抽蓄機組，當(dāng)日相應(yīng)時段實時市場的出清電價將全部為1500元/兆瓦時，因抽蓄電站開機影響實時市場電價降低了501～900元/兆瓦時（見圖2）?？梢?，大容量抽蓄電站參與現(xiàn)貨市場時具有一定行使市場力的能力，若日前“報量不報價”參與現(xiàn)貨市場，將使其運用市場力影響電價的潛在能力得到發(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，同時盡量降低其對現(xiàn)貨市場穩(wěn)定運行的影響。

兩部制電價下抽蓄電站調(diào)度運用的幾點建議

綜合考慮抽蓄電站兩部制電價的形成機制和參與現(xiàn)貨市場的調(diào)用實踐情況，對當(dāng)前我國抽蓄電站調(diào)度運用提出以下建議：

一是抽蓄電站調(diào)度運用時不應(yīng)以提高利用小時數(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)故障和異常時等情況。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)度運用時應(yīng)至少在3日及以上時間尺度上進行優(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波動。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，可在當(dāng)日高峰時段提前調(diào)用抽蓄機組發(fā)電以釋放上庫容量，但應(yīng)拉長時長、壓低出力，以減小對市場價格的影響。當(dāng)預(yù)測次日存在電力供應(yīng)缺口時，可安排在當(dāng)日低谷及次日高峰前的低谷時段調(diào)用抽蓄機組抽水以釋放下庫容量，同樣應(yīng)拉長時長、壓低出力，以減小對市場價格的影響。

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“報量不報價”的方式，或限制其申報容量（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)貨市場價格接受者進行結(jié)算。同時，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)先進行比對測算，設(shè)置對全網(wǎng)統(tǒng)一結(jié)算點出清電價影響范圍的限制。例如，抽蓄電站的抽水、發(fā)電安排（包括“報量不報價”部分容量）以對全網(wǎng)統(tǒng)一結(jié)算點出清電價的影響分別不超過100元/兆瓦時、200元/兆瓦時為前提，由技術(shù)支持系統(tǒng)自動測算并提出抽蓄機組調(diào)度運用的優(yōu)化策略。后期隨著市場的成熟，進一步探索研究抽蓄電站以“報量報價”方式參與現(xiàn)貨市場，實現(xiàn)各類調(diào)節(jié)資源的同臺競價。

兩部制電價下抽蓄電站參與市場機制的完善建議

伴隨著新型能源體系加快建設(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，煤電等常規(guī)電源僅通過市場化電量電價回收固定成本已捉襟見肘，容量補償機制或容量市場建立的必要性逐漸增強。抽蓄電站作為獨立的市場主體，應(yīng)在容量補償機制或容量市場建立后，不再由政府核定容量電價，而通過統(tǒng)一的容量補償或容量市場獲得容量電費。633號文提出，在上一監(jiān)管周期抽蓄電站可用率不達標(biāo)時，應(yīng)當(dāng)適當(dāng)降低電站核定的容量電價水平，但實際操作中尚缺乏可用率標(biāo)準(zhǔn)及降低容量電價的辦法。建議現(xiàn)階段抽蓄容量電費支付率可與電站在每個完整年度中10個系統(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性強電源的出力）最大日及10個新能源消納最困難日的平均可用容量與電站裝機容量之比關(guān)聯(lián)。

我國電力市場化改革正加快推進，山西、甘肅、山東等現(xiàn)貨試點省已進入長周期不間斷試運行，其他多個省區(qū)也已開展現(xiàn)貨結(jié)算試運行或模擬試運行，同時，多個省區(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，還可探索參與多個品種的輔助服務(wù)交易。建議嚴(yán)格落實633號文要求，政府逐步降低抽蓄電站核定的容量電價覆蓋裝機容量的比例，主動推動電站更多地通過參與市場回收成本、獲得收益，促進抽水蓄能健康有序發(fā)展。抽蓄電站可先按容量電價未覆蓋部分占電站總裝機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時扣減。

新型電力系統(tǒng)中促進調(diào)節(jié)資源的發(fā)展應(yīng)遵循基本的經(jīng)濟規(guī)律，進一步發(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、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、公正的規(guī)則。目前，容量電價對抽蓄電站的成本及合理收益的保障較充分，其在參與市場時優(yōu)勢較大，具有較強行使市場力的潛力，兩部制電價模式下應(yīng)對抽蓄電站單位容量建設(shè)成本或容量電價支付標(biāo)準(zhǔn)設(shè)定上限，警惕出現(xiàn)部分抽蓄電站項目不充分考量建設(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)資源進行綜合技術(shù)經(jīng)濟比較，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公共收益分析，同時結(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)儲能已進入規(guī)?；虡I(yè)應(yīng)用階段，其運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)度運用和參與市場機制應(yīng)結(jié)合上述對抽蓄電站的相關(guān)建議統(tǒng)籌研究考慮。 

原標(biāo)題：深度 | 兩部制電價下抽蓄電站調(diào)度運用和市場交易建議