深度 | 两部制电价下抽蓄电站调度运用和市场交易建议

我国正深入推进能源绿色低碳转型、加快构建新型电力系统，抽水蓄能因其优异的调节性能和成熟可靠的运行特性，对新型能源体系下的电力系统安全稳定、电力保供和清洁能源消纳提供了重要支撑。当前，我国抽水蓄能电站规划建设已进入快车道，相关配套政策也已陆续出台，在两部制电价机制下，抽水蓄能电站在调度运用及参与市场交易等方面还存在一些待解决的问题，有必要对相关体制机制进行深入研究探讨，助力抽水蓄能更加科学健康发展，更好服务于新型电力系统建设。

（文章来源 微信公众号：电联新媒 ID：dianlianxinmei2017 作者：晋见）

当前抽蓄价格形成及费用疏导机制

抽蓄电站价格形成相关政策

国家发展改革委发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号文，以下简称“633号文”）明确了现阶段我国抽蓄电站的价格机制，要求自2023年起全部执行“容量+电量”的两部制电价。633号文将容量电价定位为体现抽蓄电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽蓄电站可通过容量电价回收抽发运行成本以外的其他成本并获得合理收益。633号文对容量电价的核定机制还作了具体规定，要求对标行业先进水平合理核定，将运行维护费率按在运电站费率从低到高排名前50%的平均水平核定。633号文将电量电价定位为体现抽蓄电站提供调峰服务的价值，抽蓄电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本。文件要求以竞争性方式形成电量电价，在电力现货市场运行的地区，抽水电价和上网电价按现货市场价格及规则结算。633号文还鼓励抽蓄电站参与辅助服务市场，规定上一监管周期内参与辅助服务市场及现货市场的相应收益，20%可由电站分享，其余80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，参与市场形成的亏损由抽蓄电站承担。

容量电费核定及费用疏导机制

633号文要求建立容量电费纳入输配电价回收的机制，2023年5月，国家发展改革委发布的《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号，以下简称“526号文”）更新了这一机制，明确了工商业用户用电价格中包含的系统运行费用由辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等组成，即原包含在输配电价内的抽蓄容量电费在输配电价外单列，直接在用户电价中疏导。虽然最终承担抽蓄容量电费的主体都是电力用户，但从计入输配电价到直接列入用户电价组成中的系统运行费用，体现了抽蓄电站所提供辅助服务的受益者是全体用户，如此电价结构将更加清晰合理。

紧随526号文，国家发展改革委《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号，以下简称“533号文”）发布了在运及2025年底前拟投运的48座抽蓄电站容量电价的核定结果，并明确自2023年6月1日起执行。533号文核定的已投运抽蓄电站的年容量电价分布在321～824元/千瓦，2025年底前新投运电站的年容量电价分布在471～691元/千瓦。以山东电力市场中实施的容量补偿电价99.1元/兆瓦时估算，相当于补偿燃煤火电的年容量电价约为400元/千瓦。可以看出，当前文件中核定的抽蓄电站容量电价水平绝大多数已高于山东燃煤火电补偿的容量电价。

抽蓄电站建设周期长、投资大，以533号文核定的容量电价补偿其抽发运行成本外的其他成本及合理收益，能够大幅降低其投资风险，激励抽蓄电站的投资建设。在633号文发布的《抽水蓄能容量电价核定办法》中，对标行业先进水平进行核定的仅为运行维护费，对抽蓄电站的其他成本按实际投资情况全部核入，对经营期资本金内部收益统一按6.5%核定。因抽蓄电站建设地理环境、规模的差异，不同电站的单位容量投资差异较大，这是533号文核定的各电站容量电价差异较大的主要原因。从用户角度看，不同抽蓄电站单位容量所能提供的辅助服务是同质化的，用户相应付出的容量电费却差异较大，与市场环境下商品同质同价的原则不符，计划性质较强。这种将电站实际投资成本全部核入容量电价的做法，能够较大程度降低抽蓄电站投资风险，但可能导致部分抽蓄电站项目不充分考量并控制电站建设成本，出现盲目跟风投资建设的现象。

容量电费与调度运用权益的关系

抽蓄电站容量电费由有关部门核定并发布。相对来说，新型储能等其他市场主体在市场化环境下面临投资回收不确定性的风险，且多数省区并没有核定容量补偿费用。按照权责利对等的原则，抽蓄电站既然已获得计划性较强的容量电费作为收益保障，其在自主参与电力市场和获得市场收益方面必然应受到更多限制。

633号文中提出建立适应电力市场建设发展和产业发展需要的容量电价调整机制，适时降低或根据电站主动要求降低政府核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例，推动电站自主运用剩余机组容量参与电力市场。其中隐含了在现阶段抽蓄电站主要依赖政府核定的容量电价来疏导建设成本和合理收益的情况下，某种程度上调度运用抽蓄机组的权益并不主要归属于电站，而应归属于整个电力系统，这种权益可以通过容量电价支付比例的降低向电站转移。此外，633号文中明确抽蓄电站在参与辅助服务市场及现货市场的收益，80%要在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，也体现了抽蓄电站容量电费和调度运用权益的关系。

现货市场环境下抽蓄电站调度运用存在的主要问题

适应市场化环境的抽蓄调度运用方式缺乏依据

633号文明确现货市场运行的地区抽蓄电站抽水电价和上网电价按现货市场价格及规则结算，但未明确其参与市场的调用方式。

以山西电力现货市场为例，各类市场主体参与现货申报的方式主要有“报量报价”和“报量不报价”两种。在山西电力市场V13.0版规则中，抽蓄电站参与市场的方式为“报量不报价”和“按需调用”相结合。目前，山西的抽蓄电站调度权属华北网调（其电量电价结算在山西省内），机组方式变化需向网调申请，调用方式为“计划”和“市场”两种模式并存。当电网不存在保供或消纳缺口时，以提高抽蓄电站利用率为目标执行抽水或发电计划，可能会造成系统用能成本的整体上升，并且调用时会对抽发相应时段的现货实时市场电价产生影响。

抽蓄电站“报量不报价”难以匹配实际调峰需求

以山西电力现货市场为例，6月1日起采用抽蓄电站“报量不报价”参与现货市场试运行时，多次出现电站日前申报的抽发时段与实际调峰需求时段产生偏差的情况，难以匹配电网实际调峰需求。究其主要原因，一是抽蓄电站对次日电价波动预测不准；二是新能源及负荷的日前预测与实际的偏差导致日内与日前计划调用时段的不同。以9月21日为例，某抽蓄电站日前申报了“一抽一发”的出力曲线，但受新能源预测偏差的影响，实际调用时抽水时间较申报曲线推迟3小时且增加了中午时段抽水。发电时段较申报曲线后移半小时，机组实际出力、启停时段难与日前保持一致（见图1）。

图1 9月21日某抽蓄电站日前计划与日内实际出力

抽蓄电站日前“报量不报价”曲线难以匹配系统实际调峰需求的情况，以及日内“按需调用”时对火电竞价空间的影响，造成了部分时段日前现货市场和实时现货市场的价差被拉大。

抽蓄电站具备潜在行使市场力的能力

以某抽蓄电站（4台30万千瓦机组）为例，其“报量不报价”曲线作为日前现货市场出清边界。由于现货市场中火电申报的量价曲线的末段通常存在斜率陡增部分，抽蓄电站最大120万千瓦的出力变化，在某些场景下对现货市场的价格会产生显著影响，具有潜在行使市场力的能力。以4月14日晚高峰19:45～20:30时段为例，当日高峰上旋备紧张，日内调用4台抽蓄机组满发，对应时段的实时市场出清电价为600～999元/兆瓦时。以相同的市场边界进行测算，若日内未调用抽蓄机组，当日相应时段实时市场的出清电价将全部为1500元/兆瓦时，因抽蓄电站开机影响实时市场电价降低了501～900元/兆瓦时（见图2）。可见，大容量抽蓄电站参与现货市场时具有一定行使市场力的能力，若日前“报量不报价”参与现货市场，将使其运用市场力影响电价的潜在能力得到发挥。为保障市场交易公平公正，应当采取防止其行使市场力的措施，同时尽量降低其对现货市场稳定运行的影响。

图2 4月14日某抽蓄电站开机与否对实时现货价格的影响

两部制电价下抽蓄电站调度运用的几点建议

综合考虑抽蓄电站两部制电价的形成机制和参与现货市场的调用实践情况，对当前我国抽蓄电站调度运用提出以下建议：

一是抽蓄电站调度运用时不应以提高利用小时数或其他非市场化方式确定的调用条件为目标。预先设置抽蓄电站年度利用小时数完成目标可能导致出现过度调用，增加全系统用能成本，偏离市场化环境下优化电力资源配置和降本增效的初心。建议有关部门明确，必须调用抽蓄的场景仅限于出现电力保供缺口、新能源消纳困难、支撑电网安全及应急处置电网故障和异常时等情况。一般情况下，应主要对抽蓄电站以满足电力保供和新能源消纳为目标进行“按需应急调用”。

二是考虑抽蓄电站上下库容量的物理限制，调度运用时应至少在3日及以上时间尺度上进行优化调用，并尽可能减小因提前腾挪库容造成的市场电价波动。建议根据至少未来3日新能源和负荷的预测情况，准确判断未来3日因保供或消纳的抽蓄调用安排，在此基础上提前安排腾挪库容。当预测次日存在新能源消纳缺口时，可在当日高峰时段提前调用抽蓄机组发电以释放上库容量，但应拉长时长、压低出力，以减小对市场价格的影响。当预测次日存在电力供应缺口时，可安排在当日低谷及次日高峰前的低谷时段调用抽蓄机组抽水以释放下库容量，同样应拉长时长、压低出力，以减小对市场价格的影响。

三是防范抽蓄电站行使市场力。现阶段抽蓄电站参与现货市场应暂不采用“报量不报价”的方式，或限制其申报容量（例如不超过30万千瓦）。抽蓄电站主要容量应由系统调度统一优化安排，并作为现货市场价格接受者进行结算。同时，在现货市场中，应就是否安排抽蓄、安排多少容量抽蓄预先进行比对测算，设置对全网统一结算点出清电价影响范围的限制。例如，抽蓄电站的抽水、发电安排（包括“报量不报价”部分容量）以对全网统一结算点出清电价的影响分别不超过100元/兆瓦时、200元/兆瓦时为前提，由技术支持系统自动测算并提出抽蓄机组调度运用的优化策略。后期随着市场的成熟，进一步探索研究抽蓄电站以“报量报价”方式参与现货市场，实现各类调节资源的同台竞价。

两部制电价下抽蓄电站参与市场机制的完善建议

伴随着新型能源体系加快建设，新能源发电量占比持续上升，煤电等常规电源的利用小时数逐年降低。目前，中长期市场和现货市场都设置了最高限价，煤电等常规电源仅通过市场化电量电价回收固定成本已捉襟见肘，容量补偿机制或容量市场建立的必要性逐渐增强。抽蓄电站作为独立的市场主体，应在容量补偿机制或容量市场建立后，不再由政府核定容量电价，而通过统一的容量补偿或容量市场获得容量电费。633号文提出，在上一监管周期抽蓄电站可用率不达标时，应当适当降低电站核定的容量电价水平，但实际操作中尚缺乏可用率标准及降低容量电价的办法。建议现阶段抽蓄容量电费支付率可与电站在每个完整年度中10个系统净负荷（平衡区内负荷加外送或减受入电力后，再减去新能源等波动性强电源的出力）最大日及10个新能源消纳最困难日的平均可用容量与电站装机容量之比关联。

我国电力市场化改革正加快推进，山西、甘肃、山东等现货试点省已进入长周期不间断试运行，其他多个省区也已开展现货结算试运行或模拟试运行，同时，多个省区陆续推出调频、备用、爬坡等辅助服务交易品种。抽蓄电站除可参与电能量市场，还可探索参与多个品种的辅助服务交易。建议严格落实633号文要求，政府逐步降低抽蓄电站核定的容量电价覆盖装机容量的比例，主动推动电站更多地通过参与市场回收成本、获得收益，促进抽水蓄能健康有序发展。抽蓄电站可先按容量电价未覆盖部分占电站总装机的比例获得电站参与电力市场的收益，其余收益中的20%依然归电站享有，80%在下一监管周期核定容量电价时扣减。

新型电力系统中促进调节资源的发展应遵循基本的经济规律，进一步发挥市场优化配置资源的作用。对调节资源的具体形态不应过多干预，应当让各类主体在科学合理的市场规则引导下自由竞争、优胜劣汰。商品同质同价、主体“贡收匹配”是市场建设要遵循的原则之一，市场中对不同的市场主体应秉持公平、公正的规则。目前，容量电价对抽蓄电站的成本及合理收益的保障较充分，其在参与市场时优势较大，具有较强行使市场力的潜力，两部制电价模式下应对抽蓄电站单位容量建设成本或容量电价支付标准设定上限，警惕出现部分抽蓄电站项目不充分考量建设成本、盲目过热发展的现象。应当对抽蓄、储能、灵活性提升改造火电、虚拟电厂等不同的调节资源进行综合技术经济比较，在电力系统规划中纳入市场环境下的综合成本与社会公共收益分析，同时结合新能源的规划和投产情况，因地制宜科学激励调节资源发展。

目前，多种新型储能技术正逐步走向成熟，特别是锂电池等大容量电化学储能已进入规模化商业应用阶段，其运行特性与抽蓄电站存在一些相似之处，电化学储能的调度运用和参与市场机制应结合上述对抽蓄电站的相关建议统筹研究考虑。