抽蓄电站市场化运行痛点何在？

随着新型电力系统建设的不断加速，风光等可再生能源发电装机规模不断扩大，由此带来的发电出力波动性和不确定性日益增大，电网保供保消纳和安全运行的压力也同步加大。在此背景下，抽蓄电站作为发电侧灵活性调节优质资源的重要性得到了社会各界的充分认可。在将抽蓄电站容量成本纳入省级电网输配电价予以回收的电价政策出台后，抽蓄电站更是迎来了全新的蓬勃发展期。截至2024年底，我国抽蓄电站投产总装机容量将达5700万千瓦，居世界首位；2030年，我国抽蓄电站规划投产装机容量更是高达1.2亿千瓦。因此，抽蓄电站容量成本如何进行市场化回收是一个具有重要理论和实践意义的现实问题。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：胡朝阳）

现阶段多省消纳抽蓄电站市场化

运行存在的问题

目前，在省间电力现货市场出清后，网调根据次日全网预测负荷统一制定所有多省消纳抽蓄电站的抽发电力曲线，按照政府相关部门规定的分电比例分解到各省联络线执行。这种做法延续了数十年，也得到政府相关部门和省级调度机构的认可。但是近年来，随着风光发电装机的迅猛增长和电力市场建设的快速推进，这种做法存在的问题和引发的矛盾也日益明显。

分省抽发电力曲线未能很好地满足省级电网负荷需求

多省消纳抽蓄电站抽发电力曲线制定的依据是区域电网预测负荷曲线。但是从省级电网角度考虑，由于受各省外购电情况不同、风光新能源出力情况不同、省内机组检修情况不同等因素影响，省级电网净负荷曲线形状与区域电网负荷曲线形状必然不同，因此，对抽蓄电站的抽发时间、抽发出力的要求也不尽相同。也就是说，网调下发的分省抽发电力曲线是固定的，没有考虑省调的个性化需求，事实上也无法考虑分省个性化需求，因为不同省份之间的个性化需求可能是矛盾的。例如在中午时段，光伏装机较大的省调要求抽蓄电站抽水，而光伏装机较小的省调可能要求抽蓄电站发电，而这种同一时段部分抽蓄机组发电、部分抽蓄机组抽水的做法，因为损害了社会福利是被禁止的。从自身角度出发，部分省调甚至省级政府相关部门认为其承担了份额内抽蓄机组的容量成本，但是并没有完全享受这部分抽蓄容量的运行收益，对此颇有微词。

多省消纳抽蓄电站利用小时数偏高

多省消纳抽蓄电站抽发电力曲线每日制定，也就是说，抽蓄电站每天都要进行抽发运行。事实上，一年中除了在保供和保消纳时段抽蓄电站必须调用且抽蓄容量不够用外，在其余大部分时段电网的调峰需求完全可以通过火电机组正常出力调整来满足，这个代价是非常小的。在无需调用抽蓄电站进行调峰的时段调用抽蓄，其代价是损失20%～25%左右的抽发转换电量，这意味着带来巨额社会福利的损失。此外，无效的抽蓄调用还将导致抽蓄电站年度利用小时数虚高，给抽蓄电站规划投资发出错误的经济引导信号。

抽蓄份额容量跨省转让困难

在部分时段，部分省份可能无须使用份额内抽蓄容量，这就存在抽蓄容量省间互济的可能性。建立相应的抽蓄容量跨省转让市场机制本是体现大电网互联互济优势、优化电力资源配置的好事，但是在实践过程中遇到了较大困难。抽蓄容量转让的本质是抽发电能转让，出让省份认为应该在出让时段考虑容量成本的回收，否则就是省份利益流失。由于抽蓄电站的容量成本巨大，且转让时段有限，因此，平摊容量成本后折算的电能转让价格居高不下，甚至可能高达10元/千瓦时。这个电价远高于省间电力现货市场和省级电力现货市场的出清限价，也高于需求侧响应电价。在这种情况下，抽蓄容量受让省份将对受让抽蓄容量失去兴趣，转而通过购买其他途径更低价的电能来满足省内需求。这是抽蓄份额容量跨省转让面临的最大困难，也是建立抽蓄容量省间互济市场机制的最大堵点。

多省消纳抽蓄电站运行和

容量成本分摊机制的改进建议

针对多省消纳抽蓄电站在运行和容量成本分摊机制方面存在的问题，在考虑历史和国情的基础上，提出以下两方面改进建议：

以按需调用为原则改进多省消纳抽蓄电站调用流程

在多省消纳抽蓄电站抽发电力曲线制定方面，建议改目前网调单方制定模式为网调省调共同制定模式，具体做法为：省调根据个性化需求在份额容量内自行制定抽发平衡的抽发电力曲线上报网调，网调对所有省调上报曲线进行平衡修改后，最终确定需要物理执行的抽蓄电站抽发电力曲线。这个改进的优点是，其一满足了省调个性化需求；其二避免了分散决策可能带来的安全风险，网调在平衡修改时可以考虑抽发电量上限约束，避开抽蓄机组振动区等安全问题；其三释放了巨大的社会福利，不同省调个性化需求之间存在互补的可能性。例如在某时段，A省调要求抽水10万千瓦，B省调要求发电10万千瓦，网调平衡结果是抽蓄机组停机。同样是抽蓄机组停机，现行做法是A省和B省的口子计划变量为0，两个省调的个性化需求均未满足。而改进做法是A省口子计划变量为-10，B省口子计划变量为10，两个省调的个性化需求均得到满足。网调在平衡省调需求后，抽水电量必然大于发电量对应的所需抽水电量，需要调减抽水电量，这实质上是个性化需求互补带来的增量社会福利，可以按照平分或其他原则分摊至各省调。需要指出的是，在有需求的时段，省调可以突破自己的份额容量来制定抽发电力曲线，前提是拥有相应份额容量的其他省调没有申报使用需求，这个机制既保证了抽蓄容量的按需调用，又避免了抽蓄容量的浪费。

以按实分摊为原则改进多省消纳抽蓄电站容量成本分摊机制

目前，多省消纳抽蓄电站容量成本分摊比例与分电比例相同，均是固定不变。相比电量成本，抽蓄电站的容量成本要大得多。因此，分摊的容量成本无法通过优化运营来改变，这个事实在一定程度上抑制了省调优化抽蓄容量运行的积极性，也造成了部分时段的无效调用。在抽蓄电站抽发曲线改由省调个性化制定之后，建议抽蓄电站容量成本分摊打破现有的固定分摊比例，改为根据各省年度实际利用小时数比例进行分摊，以体现“多用多分”的市场原则，这将促进对抽蓄容量的有效调用，减少无效调用带来的社会福利损失。此外，真实有效的利用小时数将发出正确的经济激励信号，准确引导抽蓄电站的中长期规划投资。在改革初期，为了避免省间利益的过大调整，可以考虑先从多省消纳抽蓄电站容量成本中拿出10%按照实际利用小时数比例进行分摊，其余90%容量成本仍然按照现有办法分摊，然后逐年提高按实分摊比例，直至最终实现完全按实分摊。从实施效果上分析，按实分摊在一定程度上体现了多省消纳抽蓄电站容量的省间互济能力。

电力现货市场环境下

抽蓄电站的发展模式探讨

抽蓄电站作为发电侧灵活性调节资源，其在新型电力系统建设中占有重要地位。截至目前，考虑全寿命周期的抽蓄电站度电成本仍然低于电化学储能度电成本。因此，抽蓄电站的发展前景光明，其在电力现货市场环境下的发展模式受到了政府相关部门和社会各界的高度关注。在考虑新型电力系统建设和电力现货市场推进这两个最重要影响因素的基础上，以下对抽蓄电站在电力市场化改革中发展的数个热点问题进行分析探讨并提出初步结论，以期抛砖引玉，共同推动抽蓄电站的高质量发展。

抽蓄电站的发展前景应该让市场决定

随着风光装机的快速增长，负荷峰谷差日益加大，电网安全运行的难度也随之增大，这是近年来抽蓄电站建设加速的主要原因，也是国家政策将抽蓄电站容量成本纳入省级电网输配电价回收的主要考量点之一。但是我们应该清楚地认识到，电力现货市场环境下负荷峰谷差仍然巨大的主要原因是电力市场化改革还没有完全到位，负荷侧未能真正参与市场调节。国内现货市场普遍采用用户侧报量不报价和发电节点加权平均电价作为用户侧统一电价的方式，这使得市场出清电价无法有效传导至用户侧，电价激励信号在用户侧出现失灵。随着电力现货市场建设的深入推进，在不远的将来，用户侧将直接按节点电价结算。此时，节点电价调节用电行为的功效将真正发挥出来。在电价激励下，负荷将自动调节用电曲线以谋求收益最大化，高价时段用电负荷将减小，低价时段用电负荷将增加。电网运行的峰谷差将因市场负荷用电行为的改变而变小。换句话说，在电力现货市场环境下，具有负荷价格弹性的用户就是抽蓄电站最大的竞争对手，并且与抽蓄电站相比，用户参与调峰的优势相当明显，其一是不存在抽发转换带来的20%～25%的电能损耗；其二是节省了抽蓄电站建设的巨大投资，也没有后续的折旧费用和运行费用。

可见，在电力现货市场环境下我们是否需要抽蓄电站，需要多大容量规模的抽蓄电站，这些问题的答案最终将取决于用户的选择。如果用户对电价敏感，积极参与调峰，那么电网的峰谷差将变小，峰谷价差也将随之变小，此时抽蓄电站的功能和发展空间将十分有限。反之，如果用户对电价不敏感，不愿意参与调峰，那么巨大的峰谷价差将为抽蓄电站提供足够的发展空间。此外，目前抽蓄电站容量成本计入输配电价的做法可能也存在争议。首先是公平性问题，抽蓄电站容量成本能进输配电价，为何功能相同的电化学储能电站容量成本不能进输配电价？其次由于单个抽蓄电站投资巨大，大量抽蓄电站投产运行后将使得省级电网输配电价不堪重负，长期来看可能难以为继。

抽蓄电站参与的市场品种应该多元化

目前，国内试点的省级电力市场均采用节点电价体系。节点电价实质上是统一边际电价的高级形式。统一边际电价鼓励发电机组按照边际成本报价。在新型电力系统中，由于风光机组占比上的绝对优势，市场出清的边际机组通常是风光机组，而风光机组的边际成本为零。也就是说，在新型电力系统发展后期，风光等新能源机组之间的市场竞争将促使市场出清电价趋于零。

由于新能源发电的能量来源存在高度不确定性，风光机组难以提供合格的辅助服务，从而使得目前电力系统中稀松平常的辅助服务将变成新型电力系统中的稀缺资源，其价格有可能大幅上涨。目前，辅助服务价格通常占电能价格的3%～5%，在新型电力系统建设背景下，这个占比将大幅上升，甚至可能出现辅助服务价格与电能价格倒挂的情况。

综合考虑新型电力系统中的市场特点，抽蓄电站必须充分发挥自身机组响应速度快、无最小技术出力约束等固有技术优势，积极参与多品种市场竞争。

电力现货市场。这是目前国内抽蓄电站参与的主要市场品种，抽蓄电站以报量报价或者报量不报价（价格接受者）的方式参与，通过抽水与发电工况的转换，赚取不同时段节点电价的差价。在目前负荷侧尚未放开的情况下，差价空间较大；当负荷侧放开后，一方面随着用户对电价激励的自主响应，电网负荷峰谷差的量必定减小，另一方面随着抽蓄电站、电化学储能电站的不断投产，灵活性调峰资源的供应将持续增加。在需求减少、供应增加的市场环境下，指望差价空间变大是不现实的，因此，单靠电力现货市场收益可能难以“养活”抽蓄电站。

电力辅助服务市场。利用抽蓄电站响应速度快、调节精度高的自身技术特点提供优质的辅助服务。在某些辅助服务品种上，抽蓄电站存在天然优势。抽蓄电站可以参与的辅助服务市场包括：转动惯量市场、一次调频市场、AGC调频市场、备用市场和爬坡市场。此外，抽蓄电站还能提供不适合市场竞争的辅助服务品种，如无功支持、黑启动等。在转动惯量市场、一次调频市场和爬坡市场，抽蓄电站具有明显竞争优势，只是目前在国内前两个辅助服务市场尚未建立。电力辅助服务市场应该是抽蓄电站未来主攻的市场方向。

容量市场。在国内电力现货市场电价上限偏低的情况下，必须考虑建设机组容量成本回收的容量市场。近期，国家发改委出台的煤电机组容量电价机制就是容量市场的一种表现形式。在容量成本不计入输配电价假设前提下，抽蓄电站作为可以顶峰发电的电源理应享有容量市场收益。在容量市场，抽蓄电站应该和火电机组享有同等待遇；对于存量抽蓄电站，由政府相关部门制定标准进行容量补偿；对于增量抽蓄电站，可直接参与容量市场竞价出清。

在电力现货市场环境下，抽蓄电站的收入来源将呈现多样化，但辅助服务市场可能是抽蓄电站最重要的利润来源，建议抽蓄电站做好两件事：其一是积极呼吁推动转动惯量等相关辅助服务市场建设；其二是深入研究相关辅助服务市场并做好相应的人才储备。