关于新型电力系统中抽水蓄能电价机制的思考

乔洪奎，张义晗，高美婷，万正喜

（国网新源控股有限公司，北京市 100052）

0 引言

党的十八大以来，习近平主席提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，在2020年12月的中央经济工作会议上，指出将“做好碳达峰、碳中和工作”作为2021年的重点任务之一。

当前，在“双碳”目标下，新能源正在大规模、高比例地不断接入，新型电力系统安全稳定与经济运行面临了新的挑战，对系统灵活调节能力提出了更高要求。抽水蓄能具有调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动等“六大功能”[1]，是目前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统灵活调节手段，在新型电力系统中将发挥基础性调节作用、综合性保障作用和公共性服务作用，是新型电力系统不可或缺的重要组成部分，是推动能源转型发展的关键支撑，面临着前所未有的发展需求。

为保障新能源电量消纳和电力系统安全稳定运行，抽水蓄能亟待优先发展。2021年5月，国家发展改革委出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确了抽水蓄能电价定价和疏导政策，有效解决了一直以来困扰抽水蓄能电站发展的系列机制问题，将从根本上保障和促进抽水蓄能的可持续发展，为构建新型电力系统，服务“碳达峰、碳中和”目标提供了有力支撑。

1 新型电力系统下抽水蓄能的必要性

多年来，随着电源、电网结构和用户需求的不断变化，尤其是大功率、远距离输送清洁能源成为一种新常态后，在电网峰谷差越来越大、供电质量要求越来越高的情况下，抽水蓄能机组发电和抽水方向（工况）的功能作用均得到凸显[2]。

1.1 调峰调频，保证电力系统稳定

伴随我国经济迅速发展，用电规模不断增长，电网用电的峰谷差也越来越大。通常用电负荷不能提前准确测算，如果出现发电与用电总功率不平衡的现象，将导致电能质量受损，甚至会出现电网事故。因此，电网的建设与电气设备的选择均以最大负荷作为标准。众所周知，高峰负荷时间占比较小，尤其在夜间期间，大量电网设备处于备用状态，这将导致资产利用率下降，增大电力设施投资运营成本[3]。目前，抽水蓄能是唯一能大规模商用，且适用于电网削峰填谷的储能方式，占世界上能源存储容量的99%。在国内抽水蓄能电站装机容量不足时，化石能源为新能源起到调峰的作用。化石能源调峰只有发电与静止两种选择，而抽水蓄能有发电、静止、抽水3种选择，抽水蓄能的调峰能力是同等容量化石能源电厂的2倍，再加上抽水蓄能机组可快速频繁启动的特点，使抽水蓄能具有先天的调峰优势。

1.2 事故备用，保障电力系统安全

随着可再生能源并网容量的增加，可再生能源给电网带来的波动性日益凸显，调度压力日益增大。抽水蓄能机组启停、增减出力以及工况转换行动快捷、灵活机动，具有发电、发电调相、抽水、抽水调相等4种稳定运行工况，能在2min内从停机转换到满出力发电，能从抽水工况快速转换成发电工况运行。抽水蓄能电站单机容量大，具有发电和抽水双向负荷调节和系统电压、频率的自动调节功能，是平衡电网重点线路潮流超标的“狙击手”。抽水蓄能电站能快速有效应对风电和光电的“间歇性”和“偶发性”，通过抽水与发电快速调节应对，实现电力系统发电与用电平衡。抽水蓄能电站还具有强大的事故响应、旋转备用和黑启动功能，是点亮电网“最后一根火柴”，在重要节假日和重大活动保电中作用突出。以泰安抽水蓄能电站为例，2021年7月22日，山东电网海阳核电1号机组跳机，导致大功率缺额动作，7月22日06：41、06：41、06：41、06：44，2、1、3、4号机组相继发电并网，期间最高总负荷1000MW，避免了后续事故的发生。之前，山东地区只有泰安抽水蓄能电站一家在运抽水蓄能电站，对于山东电网来说，调峰作用杯水车薪，更大的作用是充当电力系统运行的“保险丝”，但随着新建电站的逐渐投产，抽水蓄能电站将成为电网调峰的主力军。

1.3 清洁能源消纳，提高电力系统资产利用率

在所有机械储能、电磁储能及化学储能等装置中，抽水蓄能是目前各类储能方式中技术最成熟、最安全环保、综合经济效益最突出的储能装置。经过多年的技术改进和管理提升，我国抽水蓄能机组启动成功率和工况转换成功率基本达到99%以上，设备运行安全可靠。从20世纪90年代开始，经过不断集约化大规模发展和设备制造攻坚克难，我国抽水蓄能设备已基本实现100%国产化。电站工程设计标准化、规范化水平逐年提高，大批抽水蓄能电站已经投产运行，设计、建设及运营管理水平不断提升。抽水蓄能主要生产场所在地下，发电和抽水介质均为水，而且循环利用，吸收和发出的都是清洁能源，不存在危化品回收处理和环境污染的情况，它是最环保的大规模储能方式。目前国内抽水蓄能工程单位千瓦造价主要集中在4000～6000元，使用寿命长，在当前化学储能电池能量密度没有取得革命性突破的情况下，要配合新增吉瓦级清洁能源装机容量，抽水蓄能储能方式经济性极具优势。

除此之外，抽水蓄能机组还具有调相调压、旋转备用、黑启动等功能。同时，开展对抽蓄电站项目的建设，不仅可以减缓当地就业压力，还能完善公路交通等基础设施，拉动社会投资、带动产业发展。

2 抽水蓄能电价政策发展

“双碳”目标下，构建以新能源为主体的电力系统对抽水蓄能电站建设、运行提出更高要求，树立了加快发展、开放发展、精益发展的导向。当前，抽水蓄能发展需求大、功能作用强，电价作为抽水蓄能健康发展的生命线，对电站经营影响深远。

2.1 抽水蓄能电站运营模式和价格形成机制的政策

（1）《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》（发改能源〔2004〕71号）规定，抽水蓄能电站主要由电网企业进行建设和管理，建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。

（2）《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》（发改价格〔2007〕1517号）规定，71号文件下发前审批但未定价的抽水蓄能电站由电网企业租赁经营，租赁费经核定，原则上由电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%。

（3）《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号）规定，电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，分成容量电价和电量电价两部分。容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。输配电价改革后，抽水蓄能容量电费疏导渠道未能明确，新建抽水蓄能电站成本无法纳入销售电价，向用户传导面临困难，造成容量电费难以回收。

（4）《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号）[4]，将抽水蓄能电站成本费用列为与输配电业务无关的费用，不得计入输配电价回收。

（5）《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）[15]中，新的价格机制在原有基础上对很多细节进行了明确，进一步优化了两部制电价，完善了容量电费分摊等事项。

2.2 新机制的主要内容及影响

（1）健全了科学完整的抽水蓄能价格形成机制，对抽水蓄能行业的发展具有重要作用。新机制完善了抽水蓄能两部制电价，容量电价回收运维费、还本付息、税金等固定成本及合理收益；电量电价弥补抽水蓄能抽发损耗；明确了抽水蓄能容量电价核定办法，在成本调查的基础上对标行业先进水平确定核价参数，采用经营期法统一核定抽水蓄能容量电价，随省级电网输配电价监管周期同步调整容量电价。新机制实行辅助服务费、电量电费收益分享机制，建立激励与约束并重的监管体系，实现了抽水蓄能价格模式的统一，符合抽蓄功能、技术及成本特征，解决了抽蓄电价“如何形成”的问题，有助于科学合理定价、发挥电价信号作用。

（2）畅通了抽水蓄能成本疏导、回收渠道。新机制明确，抽水蓄能电站容量电费纳入输配电价传导回收，同时明确了抽水蓄能容量电费核定与输配电价核价周期保持衔接，统筹考虑了在第二和第三输配电价监管周期投运的抽水蓄能电站容量电费疏导问题，建立起的完整的抽水蓄能成本回收与分摊机制，解决了电费“如何疏导”的问题，对抽水蓄能电站健康可持续发展起到保驾护航作用。

（3）提出了抽蓄“规划—运行—监管”闭环管理要求。新机制要求加强抽水蓄能电站建设管理，实现统一规划、合理布局、有序建设，强调系统性需要、项目经济性、地方承受力等关键参考指标，对抽水蓄能发展提供边界。明确了抽蓄运行管理责任，电网及抽水蓄能电站承担充分发挥抽水蓄能电站综合效益的责任，按照三公原则签订并公开年度调度运行协议。同时，加强抽水蓄能电价执行的监管，要求电网企业单独归集和反映抽水蓄能电价结算信息，并按时报送价格主管部门；对于可用率不达标的抽水蓄能电站，适当降低下一周期核定电价。新机制对于抽水蓄能规划、运行、监管的规范，是落实电价政策、支持抽蓄发展的重要保障。

（4）有利于激发社会资本投资抽水蓄能积极性。以往，抽水蓄能电站多是由电网企业投资、建设、运营，新机制提出通过签订中长期合同、实施“三公”调度、严格执行两部制电价政策、及时结算电费等方式，调动社会资本参与抽蓄投资建设的积极性。同时，新机制确定了较稳定的收益率水平。容量电价核定办法明确，新投产电站经营期内资本金内部收益率按6.5%核定，给予了较为稳定的投资回报预期，激励社会资本参与抽水蓄能开发建设。

3 抽水蓄能电量电价有待商榷的问题

新电价机制坚持实事求是的原则，体现了“两个为主”（电量电价和容量电价以容量电价为主，市场机制和政府定价以政府监管为主）、“两个衔接”（和输配电价的无缝衔接、与市场化改革的过程衔接），完善了两部制电价政策，建立了容量电费纳入输配电价回收和在多个省级电网、在特定电源和电力系统分摊的方式，系统解决了此前抽水蓄能电价的疏导、分摊和定价中的难点、堵点问题，意义非常重大[6]。但电量电价方面有一些问题值得进一步思考：

3.1 当前最高效、最灵活的“超级充电宝”的价值没有充分体现

“十三五”新能源发展面临的最大的问题就是消纳的问题，“十四五”面临消纳和接入两个问题并存，解决消纳问题可谓是燃眉之急。加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统需要电网更快速有序地配置消纳。抽水蓄能作为最安全、最成熟、最环保、最经济的优质储能装置，没有明确具体的收费机制，而且需要支付抽水电费。

3.2 以“燃煤发电基准价”作为标准不能准确衡量抽水蓄能电量电价

考虑到抽水蓄能发电电量是“刀刃”上的电量、是关键时刻保系统安全的“救急”电量，不应与其他类型机组发电电量“一个价”。抽水蓄能抽水电量使用的是系统“多余的（风）电”，不用就得丢弃，此时依旧按照“燃煤发电基准价”作为重要参考收取抽水蓄能的抽水电量电价不合理。

3.3 抽水蓄能电网属性和市场属性存在一定的矛盾

我国电价体系经过不断发展变化，最初实施“统购统销”政策，政府对发电企业秉持“合理成本加合理收益”原则进行上网电价“一厂一核”甚至是“一机组一核”。由于固定的上网电价缺少激励作用，我国开始实施“标杆上网电价”制度，电价依据同类型机组的平均成本制定，从而促进了发电企业效率良性竞争。但由于“销售电价”需要兼顾“丰枯电价”“峰谷电价”“公共政策目标”“交叉补贴”等问题，国家进行了“电改”，其架构是“管住中间，放开两头”，中间的输配电价由政府核定并监管，两头价格进入市场。

抽水蓄能容量电费是纳入输配电价回收的，具体纳入省级电网输配电价进行回收，反映的是其电网属性。但是，抽水蓄能电量电费（发电电量电费和抽水电量电费）均需要进入电力市场进行交易，这体现的是市场属性。为取得更好的电量电费，综合效率大于75%的抽水蓄能电站需要“多发多抽”“满发满抽”，综合效率低于75%的抽水蓄能电站则“多发多亏”“尽量不发”。而对于电网企业，希望抽水蓄能电站能充分发挥调频、调压、系统事故备用等作用，并能随调随启，实现有功和无功的快速调节，确保电网安全稳定运行，更好地反映容量电价所代表的价值和电网属性。

4 关于抽水蓄能电价的建议

“两部制”电价总体上能反映出抽水蓄能的基本价值，应该延续“电量电费”和“容量电费”的基本思路，但建议在以下方面进一步完善电价机制：

4.1 突出“绿色”特征，充分明确新能源消纳价值

电价机制中应充分明确抽水蓄能新能源消纳作用，进一步体现抽水蓄能机组抽水的“绿色”特征。没有抽水蓄能机组抽水运行配合，清洁能源机组就得不到充分高效利用。不仅如此，与发电工况一样，抽水蓄能机组在抽水工况运行时，同样能实现调峰、调频、事故备用和无功调节等功能。因此，抽水电量不仅不能按照“负荷”进行收费，甚至应该考虑对抽水电量进行一定的补偿。

4.2 完善抽发系数比，建立抽水蓄能标杆电价

完善抽水蓄能发电电量电价以及抽水电量电价中“75%”系数相关政策，研究一种新型抽水蓄能电量电费的计算评价办法。在按照“两部制”电价原则设置抽水蓄能发电电量电价时，应参考现货市场出清价格，考虑单列新的“抽水蓄能标杆电价”。新的“抽水蓄能标杆电价”应充分体现抽水蓄能发电调峰的特点，必须高于调峰能力较差的核电、火电和夜间低谷时段还继续发电的风电标杆电价。“75%”系数反映的是抽水蓄能的综合效益，为客观体现抽水蓄能的综合效率和良性竞争，更好地激励抽水蓄能企业吸收更多清洁能源。

4.3 综合考虑电站环境，适当调整电量电价

对于区域内需要建设但综合效率低于75%或者区域内没有站址需进行异地容量分摊的抽水蓄能电站，应该在电量电价评价方法上进行适当调整。例如北京，电网亟须建设抽水蓄能电站，但受站址等各种因素影响与制约，电站建成之后其综合效率如果低于75%，按照目前计算评价办法，其电量电费必然亏损，而且发电量越大，亏损越多，电量电价的亏损必然通过容量电价进行弥补。这将极大影响电站发电和抽水的积极性和功能发挥，应结合电站建设前严格准入和建成后严格监管来调整相关评价办法，区别对待已建和新建电站。又如上海，因没有建设抽水蓄能电站所需地理条件，需要在华东电网区域内异地建设或者进行容量分摊，以满足上海电网的需求。这种情况下，就应该考虑适当增加其购电电量电价成本，提升异地抽水蓄能电站对上海地区的发电电量电价。

4.4 优化电力市场规则，全面发挥抽水蓄能功能作用

抽水蓄能机组在抽水方向（工况）亦能充分反映其容量价值特性，并具有源网荷储全要素，在电力系统中具有不可替代性。因此在计算容量电费时，应充分反映其抽水方面的容量。若抽水蓄能未来可以参与远期辅助服务市场，建议将抽水蓄能作为发电企业和电力负荷用户分别考虑，制定反映其容量价值的市场规则。只有符合抽水蓄能特点的市场规则，才能充分体现抽水蓄能功能价值，在当前电力市场尚不完善阶段，抽水蓄能应避免过早过多进入市场，以免影响其电网属性的发挥，对新型电力系统稳定运行造成影响。目前容量电费纳入输配电价由政府进行监管，随着我国电力市场建设进程加快，政府降低核定抽水蓄能容量电价比例是抽水蓄能电价机制的大概率发展趋势。

5 结束语

综上所述，抽水蓄能的抽水电量越大，其“绿色”“低碳”特性就越明显，其电量电价收益就应该越大。在保持抽水蓄能容量电价不变的前提下，应调整提升抽水蓄能电量电价，通过单列抽水蓄能标杆电价，提升其“发电电量标杆电价”或降低“抽水电量标杆电价”，合理保护已建综合效率低于75%抽水蓄能电量电价收益。同时，抽水蓄能是电网的重要组成，必须面向电网需求提升服务电网能力水平，服从电网集中统一调度管理。

抽水蓄能电站展现的是综合效益，该综合效益在量化上存在一定的难度，且收益具有一定的政策性，与国家能源发展决策、抽水蓄能在电力系统中发挥的功能作用以及社会认可度等有着密切关系。我国现行“两部制”电价机制系统解决了抽水蓄能电站电价疏导分摊不顺畅、激励约束机制不健全等问题，激发了抽水蓄能发展动力，保障了抽水蓄能获得合理收益。

当前，我们需要重点关注在“两部制”电价政策落地起步过程中出现的一些需要完善改进的地方，确保抽水蓄能收益。在保证与现行“两部制”电价有效衔接的同时，还需不断提升抽水蓄能电站设备设施安全运行管理水平和服务电网能力，继续关注抽水蓄能在我国相关政策调整过程中出现的新问题，持续进行新型电力系统快速发展过程中抽水蓄能价值的量化研究，以电网需求为导向，服务电网安全稳定高效运行，服务国家能源战略，以期促进抽水蓄能获得更好、更合理的收益，更早更快完成新型电力系统的构建。