邵春峰

【摘 要】本文分析了我國抽蓄發(fā)展現(xiàn)行電價政策存在的問題，根據(jù)中發(fā)[2015]9號文的要求，對我國抽水蓄能電站的電價形成機制進行了研究。提出：在電力市場完全建立之前，為保證電網(wǎng)的安全經(jīng)濟運行而建設(shè)的抽水蓄能電站上網(wǎng)電價按“發(fā)改價格【2014】1763號”執(zhí)行，為配合核電和風電運行而建設(shè)的抽水蓄能電站電價形成機制，根據(jù)國家有關(guān)電價政策協(xié)商確定；電力市場完全建立后，所有的抽水蓄能電站既可以提供滿足電網(wǎng)的安全經(jīng)濟運行的輔助服務(wù)獲得收益，也可以在電能市場上買入低價電、售出高價電獲得收益。

【關(guān)鍵詞】抽水蓄能電站；電價形成機制；核電；風電

一、研究背景

目前，我國抽水蓄能電站的電價機制還不夠完善，新建設(shè)抽水蓄電站的電價按“國家發(fā)展改革委關(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關(guān)問題的通知（發(fā)改價格【2014】1763號）”執(zhí)行。

2015年中共中央、國務(wù)院頒發(fā)了9號文《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》：

（1）分步實現(xiàn)公益性以外的發(fā)售電價格由市場形成。參與電力市場交易的發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價由用戶或售電主體與發(fā)電企業(yè)通過協(xié)商、市場競價等方式自主確定。

（2）引導市場主體開展多方直接交易。

（3）鼓勵建立長期穩(wěn)定的交易機制。構(gòu)建體現(xiàn)市場主體意愿、長期穩(wěn)定的雙邊市場模式，任何部門和單位不得干預(yù)市場主體的合法交易行為。

（4）建立輔助服務(wù)分擔共享新機制。適應(yīng)電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓和用戶可中斷負荷等輔助服務(wù)新要求，完善并網(wǎng)發(fā)電企業(yè)輔助服務(wù)考核新機制和補償機制。

隨著可再生能源和核電站的發(fā)展、燃煤機組調(diào)峰能力的提高，抽水蓄能電站的作用從提供保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的輔助服務(wù)轉(zhuǎn)變?yōu)椋涸谔峁┹o助服務(wù)為用戶服務(wù)的同時，向可再生能源發(fā)電企業(yè)和核電發(fā)電企業(yè)提供服務(wù)，用以提高這些發(fā)電企業(yè)的經(jīng)濟效益。發(fā)改價格【2014】1763號只是考慮了抽水蓄能電站向電網(wǎng)提供保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的輔助服務(wù)的價格形成機制，沒有考慮向可再生能源發(fā)電企業(yè)和核電發(fā)電企業(yè)提供的服務(wù)的價格形成機制，也沒有充分反映中發(fā)【2015】9號文的要求。因此，需要根據(jù)抽水蓄能電站在電網(wǎng)中的作用，進一步研究抽水蓄能電站電價的形成機制。

二、抽水蓄能電站的作用分析

抽水蓄能電站在電力系統(tǒng)中的作用主要體現(xiàn)在以下幾個方面：

1.保證電網(wǎng)的安全經(jīng)濟運行，提高用戶的用電質(zhì)量

2.配合核電站的運行

核電是一種安全、清潔、經(jīng)濟、可靠的能源，從滿足電力需求、調(diào)整能源結(jié)構(gòu)、優(yōu)化能源布局、保護生態(tài)環(huán)境等方面來看，大力發(fā)展核電已經(jīng)成為我國解決能源問題的一項重要措施。核電具有建設(shè)成本高、運行成本低、發(fā)電出力變化困難的特點，且核電的運行特點與用戶用電特點匹配性較差，一般需要建設(shè)抽水蓄能電站與之配合。

3.配合風電站的運行

隨著中國風電裝機容量的快速增加和風電場規(guī)模的不斷擴大，風電對電網(wǎng)安全運行的影響日益顯現(xiàn)。風電與常規(guī)電源不同，風電出力的波動性和隨機性給電網(wǎng)調(diào)度運行帶來新的問題。因此，風電的裝機規(guī)模擴大后，就會出現(xiàn)以下兩種情況：第一種，為了保證電網(wǎng)的安全運行，需要風電棄風調(diào)峰；第二種，為了減少風電棄風建設(shè)抽水蓄能電站。

三、抽水蓄能電站的電價形成機制

1.電力市場完全建立之前抽水蓄能電站的電價形成機制

（1）為保證電網(wǎng)的安全經(jīng)濟運行、提高用戶用電質(zhì)量而建設(shè)的抽水蓄能電站電價形成機制

為滿足電網(wǎng)的安全經(jīng)濟運行建設(shè)的抽水蓄能電站的受益者是電力系統(tǒng)的所有用電用戶，抽水蓄能電站的投資費用和運行費用應(yīng)由所有的用電用戶承擔。該類抽水蓄能電站的上網(wǎng)電價按“發(fā)改價格【2014】1763號”執(zhí)行；電網(wǎng)企業(yè)據(jù)此向抽水蓄能電站支付費用，同時轉(zhuǎn)向用戶收取該費用和其他輔助服務(wù)費用。

（2）配合核電運行建設(shè)的抽水蓄能電站電價形成機制

①電價形成機制。配合核電站運行而建設(shè)的抽水蓄能電站受益者是核電站，其電價形成機制如下：

為滿足電網(wǎng)的調(diào)峰要求，核電站需要向抽水蓄能電站購買調(diào)峰容量。抽水蓄能電站執(zhí)行兩部制電價，容量電價（或固定租賃費）和電量電價。容量電價由核電站向抽水蓄能電站支付，抽水蓄能電站的發(fā)電電量按核電站的上網(wǎng)電價或發(fā)電高峰電價賣給電網(wǎng)或用戶，抽水蓄能電站的抽水電量全部由核電站提供。

抽水蓄能電站的購電價=[（抽水蓄能電站的上網(wǎng)電價-抽水蓄能電站的變動成本）×（1-廠用電率）×轉(zhuǎn)換效率-輸配電價]×（1-輸電線損率）。

②算例。若核電站的裝機容量為4*1250MW，根據(jù)電網(wǎng)的要求，電站一般要有50%的調(diào)峰能力，則核電站需要向抽水蓄能電站購買1250MW的調(diào)峰容量。核電站的標桿電價為每千瓦0.43元。

某抽水蓄能電裝機容量1800MW，單機容量300MW，日發(fā)電5h，年發(fā)電量30.11億kWh。第一臺機組發(fā)電60個月、總工期80個月。工程總投資705597萬元，單位千瓦靜態(tài)投資3920元/kW，分年度投資右上表。

抽水蓄能電站的廠用電率2%、電能轉(zhuǎn)換效率75%、高壓輸電損耗取值2%；固定運行成本包括工資費用、材料費、修理費和其他費用，取值120元/年·千瓦；抽水蓄能電站的變動成本主要包括抽水電費、水費、庫區(qū)移民扶持基金和庫區(qū)維護費，水費、庫區(qū)移民扶持基金和庫區(qū)維護費按每千瓦時供電量0.005元考慮。

由于抽水蓄能電站在電網(wǎng)低谷時段抽水，不會增加電網(wǎng)的投資。因此，此輸配電價應(yīng)只包括少量的運行成本，按每千瓦時輸電量0.01元考慮。

當資本金內(nèi)部收益率按8%考慮時，抽水蓄能電站的容量電價為每年每千瓦647元。endprint

其從核電站的購電價=[（0.43-0.005）×（1-2%）×0.75-0.01]×（1-2%）=0.2963元。

抽水蓄能電站建設(shè)1800MW的規(guī)模，可以賣給核電站1250MW，其他容量可以用于配合風電運行。核電站購買抽水蓄能1250MW容量后，每年支付8.09億元的費用。核電站購買抽水蓄能電站的容量后，按額定容量運行。核電站按額定容量運行和調(diào)峰運行相比，將獲得如下效益：

①增加售電收入：購電量×購電價=20.91/（1-2%）/（1-2%）×0.2963=6.45億元

②燃料費損耗及乏燃料處理費減少：0.9656億元/年

③減少設(shè)備維修費：2.795億元/年

④因增加發(fā)電天數(shù)而增加發(fā)電收入：9.75*0.43=4.19億元。

如果核電站按額定容量運行比按調(diào)峰運行增加的收入大于支付給抽水蓄能電站的容量費用，則核電購買抽水蓄電站發(fā)電容量。否則，不購買。抽水蓄能電站如果從核電站得到的容量電費收入能夠回收投資和運行成本，則將其發(fā)電容量賣給核電站，容量電價按“發(fā)改價格【2014】1763號”執(zhí)行，也可以由抽水蓄能電站和核電站協(xié)商確定。抽水蓄能電站的上網(wǎng)電價既可以按國家核定的核電上網(wǎng)電價或發(fā)電高峰電價執(zhí)行，也可以由抽水蓄能電站、核電站與用戶協(xié)商確定。抽水蓄能電站從核電站的購電價由雙方根據(jù)抽水蓄能電站的上網(wǎng)電價協(xié)商確定。

（3）配合風電運行建設(shè)的抽水蓄能電站電價形成機制

①電價形成機制。配合風電運行而建設(shè)的抽水蓄能電站的目的是減少風電的棄風電量，受益者是風電企業(yè)。該類別抽水蓄能電站的電價形成機制如下：

抽水蓄能電站上網(wǎng)電價為標桿燃煤機電價（含脫硫、脫銷及除塵）或高峰發(fā)電電價。抽水蓄能電站可用于配合風電運行的裝機容量所需要的抽水電量全部來源于風電發(fā)電量。購電價計算方法：

購電價=[（抽水蓄能電站的上網(wǎng)電價-抽水蓄能電站回收投資費用和固定運行費價格-抽水蓄能電站的變動成本）×（1-廠用電率）×轉(zhuǎn)換效率-輸配電價]×（1-輸電線損率）。

②算例。遼寧電網(wǎng)的燃煤機組的標桿電價為每千瓦時0.3863元。抽水蓄能電站的數(shù)據(jù)同左表。抽水蓄能電站的容量電價折算成電量電價為0.3916元/千瓦時。

抽水蓄能電站從風電場的購電價=[（0.3863-0.3916-0.005）×（1-2%）×0.75-0.01]×（1-2%）=-0.01722元。

如果抽水蓄能電站的實際抽水電價不高于按上式計算的抽水電價，則投資者將建設(shè)抽水蓄能電站消納風電電量。如果實際購電電價加上風電標桿電價再減去標桿燃煤機電價大于零，則風電場愿意把棄風電量賣給抽水蓄能電站。

遼寧電網(wǎng)的風電屬于Ⅳ類資源區(qū)，標桿上網(wǎng)電價為每千瓦0.61元，與燃煤機組的標桿電價的差價為0.2237。如果風電棄風1千瓦時的收入為0，以每千瓦時-0.02元的價格把電賣給抽水蓄能電站，將得到0.2037元的收入。

對于國家來說，由于抽水蓄能發(fā)電30.11億kWh，將減少燃煤機組發(fā)電量30.11×（1-抽水蓄能電站的廠用電率）/（1-燃煤機制的廠用電率）=30.11×（1-2%）/（1-6%）=31.39億kWh。

在計算抽水蓄能電站的購電量時，應(yīng)注意：抽水蓄能的庫容有限，并不是所有的棄風電量都可以被抽水蓄能電站通過抽水儲存起來。

抽水蓄能電站的上網(wǎng)電價既可以按國家核定的燃煤機組的標桿電價或發(fā)電高峰電價執(zhí)行，也可以由抽水蓄能電站與用戶協(xié)商確定。抽水蓄能電站從風電企業(yè)的購電價由雙方根據(jù)抽水蓄能電站的上網(wǎng)電價協(xié)商確定。

2.電力市場完全建立后抽水蓄能電站電價形成機制

電力市場完全建立后，電網(wǎng)從輔助服務(wù)市場上購買各種輔助服務(wù)。抽水蓄能電站、其他發(fā)電企業(yè)和用戶都可以在輔助服務(wù)市場上出售各種輔助服務(wù)。在能量市場上，抽水蓄能電站在電網(wǎng)低谷時段買入低價電，在高峰時段售出高價電獲得收益。在電網(wǎng)低谷時段，發(fā)電企業(yè)為了減少停機費用或棄風電量，通常電價非常低；而在高峰時段發(fā)電，電價比較高。抽水蓄能電站參與輔助服務(wù)市場競爭，還是參與能量市場競爭完全由抽水蓄能電站決定。投資者是否建設(shè)抽水蓄能電站也完全由投資者根據(jù)市場行情決定。

四、結(jié)論

1.電力市場完全建立之前，應(yīng)根據(jù)抽水蓄能電站的作用制定不同的回收機機制。（1）為保證電網(wǎng)的安全經(jīng)濟運行而建設(shè)的抽水蓄能電站的上網(wǎng)電價按“發(fā)改價格【2014】1763號”執(zhí)行，電網(wǎng)支付給抽水蓄能電站的費用由電網(wǎng)內(nèi)的所有用戶承擔。（2）配合核電和風電運行而建設(shè)的抽水蓄能電站的電價形成機制是抽水蓄能電站、核電站、風電場和用戶，根據(jù)國家有關(guān)電價政策協(xié)商確定。

2.電力市場建立后，所有的抽水蓄能電站既能提供滿足電網(wǎng)的安全經(jīng)濟運行的輔助服務(wù)，獲得收益，也能夠在電網(wǎng)低谷時段買入低價電、在高峰時段售出高價電獲得收益。抽水蓄能提供的輔助服務(wù)產(chǎn)生的費用，由電力系統(tǒng)的所有用電用戶支付。

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