金駱?biāo)桑?劉衛(wèi)東*， 紀(jì)德良

(1.浙江電力交易中心有限公司， 杭州 310020； 2.浙江華云信息科技有限公司， 杭州 310051)

隨著抽水蓄能的迅速發(fā)展，其在電力系統(tǒng)中的應(yīng)用日益廣泛。作為唯一具有電源和負(fù)荷雙重屬性的電站，抽水蓄能電站不僅可以促進(jìn)間歇性可再生能源消納，平滑出力[1]；同時(shí)能夠承擔(dān)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)相、事故備用、黑啟動(dòng)等作用[2]，提高電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定性[3-4]。憑借其靈活可控的功率調(diào)節(jié)技術(shù)特性，抽水蓄能電站能夠?yàn)殡娋W(wǎng)運(yùn)行調(diào)度提供各類輔助服務(wù)并獲得相應(yīng)經(jīng)濟(jì)效益[5-6]。目前，為實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰和碳中和目標(biāo)[7]，隨著高比例可再生能源并網(wǎng)[8]，作為規(guī)模較大、技術(shù)成熟、成本低廉的儲(chǔ)能設(shè)施和輔助服務(wù)供應(yīng)者[9-10]，抽水蓄能電站可以為促進(jìn)可再生能源消納、提升電力系統(tǒng)靈活性提供有效手段[11-13]，具有良好的生態(tài)環(huán)境效益[14]和綜合效益[15]。同時(shí)，受電力市場改革和政策因素影響，抽水蓄能電站以獨(dú)立市場主體參與電力市場交易并獲得相應(yīng)收入將是其運(yùn)營的新常態(tài)[16-17]。

近年來，中外學(xué)者們針對電力市場環(huán)境下抽水蓄能電站的優(yōu)化調(diào)度[18-19]、運(yùn)行策略[20-21]、容量規(guī)劃[22]、運(yùn)營模式[23-24]、價(jià)格機(jī)制[25]、市場競價(jià)模式[16]、電價(jià)補(bǔ)償機(jī)制[26]和成本回收機(jī)制[27]等展開了大量研究。隨著可再生能源大比例接入電網(wǎng)，抽水蓄能與風(fēng)電[28-31]、光伏[32]等新能源機(jī)組以及傳統(tǒng)機(jī)組[33-34]的聯(lián)合運(yùn)行優(yōu)化[35]得到了廣泛的研究，并且抽水蓄能機(jī)組為可再生能源優(yōu)化調(diào)度提供了更大的靈活性[36]。同時(shí)，抽水蓄能電站提供多種優(yōu)質(zhì)的輔助服務(wù)對于保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行和促進(jìn)新能源消納具有重要意義[37-38]。隨著電力體制改革的逐步深入，抽水蓄能電站在電網(wǎng)中的功能定位逐漸發(fā)生了轉(zhuǎn)變[25,39]，抽水蓄能電站運(yùn)營模式、交易方式以及價(jià)格形成機(jī)制都需要相應(yīng)轉(zhuǎn)變。

基于以上分析，首先簡要介紹并對比總結(jié)國外抽水蓄能電站運(yùn)營的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)；其次，梳理中國抽水蓄能電站的相關(guān)政策，以及市場化運(yùn)營面臨的挑戰(zhàn)；在此基礎(chǔ)上，結(jié)合中國實(shí)際情況，設(shè)計(jì)在電力市場化背景下抽水蓄能電站交易機(jī)制；最后，以浙江省為例，對抽水蓄能電站交易機(jī)制效益進(jìn)行多情景下的實(shí)例測算，分析結(jié)果并提出在電力市場環(huán)境下提升抽水蓄能電站運(yùn)營效益的政策建議，以引導(dǎo)抽水蓄能電站積極健康發(fā)展，為電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行和能源結(jié)構(gòu)的低碳轉(zhuǎn)型提供保障。

1 國外抽水蓄能電站運(yùn)營模式及經(jīng)驗(yàn)

國外建設(shè)發(fā)展抽水蓄能電站較早[40-41]，但是由于經(jīng)濟(jì)發(fā)展程度、電源結(jié)構(gòu)、負(fù)荷特性、電力體制等不同，不同國家對于抽水蓄能電站的建設(shè)和管理方式也有所差異[42-43]。

美國各州的電力市場模式不同，相應(yīng)的抽水蓄能電站運(yùn)營模式也各有特色[44]?，F(xiàn)階段全美大部分抽水蓄能電站由電網(wǎng)公司建設(shè)運(yùn)營，采用的運(yùn)營機(jī)制大體上可分為電網(wǎng)統(tǒng)一運(yùn)營、參與電力市場競價(jià)和電網(wǎng)租賃經(jīng)營3種。

英國發(fā)電側(cè)已完全市場化，抽水蓄能電站作為獨(dú)立市場成員參與具有成熟的抽水蓄能機(jī)組競價(jià)模式和電價(jià)機(jī)制的電力市場，通過提供長期備用容量獲取大部分收益，并參加實(shí)時(shí)平衡市場通過價(jià)格波動(dòng)獲取收益[45]。

日本在福島核電站事故發(fā)生后，大力發(fā)展風(fēng)電和光伏等新能源，并利用抽水蓄能電站作為電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻以及事故備用的主要手段，提高系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力。日本的抽水蓄能電站運(yùn)營模式主要有租賃制和內(nèi)部核算制[46]。

美、英、日抽水蓄能電站運(yùn)營模式具體內(nèi)容如表1所示。

表1 國外抽水蓄能電站運(yùn)營模式總結(jié)Table 1 Summary of operation modes of foreign pumped storage power stations

通過比較三國抽水蓄能電站的管理體制和運(yùn)營模式，可總結(jié)出以下幾點(diǎn)經(jīng)驗(yàn)。

(1)盡管三國電力系統(tǒng)的電源結(jié)構(gòu)和電力市場體制不同，但對抽水蓄能電站的技術(shù)特性和功能認(rèn)知是相同的，充分肯定了抽水蓄能電站在電力系統(tǒng)中的重要價(jià)值。通常核電裝機(jī)比例高，風(fēng)電、光伏發(fā)展較快、規(guī)模較大的國家，對系統(tǒng)調(diào)節(jié)性資源的需求較高，因此抽水蓄能電站的規(guī)模比較大。

(2)抽水蓄能電站的運(yùn)營模式與市場體制和投資主體息息相關(guān)，主要分為獨(dú)立運(yùn)營、電網(wǎng)統(tǒng)一運(yùn)營和租賃制3種模式。據(jù)統(tǒng)計(jì)，全球約85%的抽水蓄能電站采用電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營方式或租賃制形式，約15%的電站通過參與電力市場競價(jià)獲取收益[13]。已建立競爭性電力市場的國家或地區(qū)，抽水蓄能電站多采用獨(dú)立運(yùn)營模式參與電能量市場和輔助服務(wù)市場，以自身利益最大化為目標(biāo)選擇競爭策略。

(3)三國抽水蓄能電站的經(jīng)營模式總體上都體現(xiàn)了容量和電量的兩部分收益。從抽水蓄能電站的收益來源分析，容量收益基本都大于其電量收益。

2 中國抽水蓄能電站運(yùn)營現(xiàn)狀及挑戰(zhàn)

2.1 抽水蓄能電站當(dāng)前運(yùn)營模式及電價(jià)機(jī)制

抽水蓄能機(jī)組在電力系統(tǒng)中具有調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)相、事故備用和黑啟動(dòng)等多種功能。建設(shè)適宜規(guī)模的抽水蓄能電站，可實(shí)現(xiàn)風(fēng)電、光伏等能源發(fā)電的平滑輸出，增強(qiáng)電網(wǎng)消納新能源電力的彈性；同時(shí)，也可以確?；沙隽Φ陌踩€(wěn)定，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)電力系統(tǒng)的可靠運(yùn)行[47]。截至2019年末，中國抽水蓄能裝機(jī)總?cè)萘恳呀?jīng)突破3 000萬kW，位列世界第一，但抽水蓄能裝機(jī)占發(fā)電總裝機(jī)比重僅約1.4%，占比較低。國家能源局在《水電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》[48]中提出，要加快抽水蓄能發(fā)展，優(yōu)化抽水蓄能電站區(qū)域布局，“十三五”期間新開工抽水蓄能6 000萬kW左右，2020年實(shí)現(xiàn)總裝機(jī)約4 000萬kW，預(yù)計(jì)2025年將突破9 000萬kW。

為充分發(fā)揮抽水蓄能電站的作用和效益，推動(dòng)其商業(yè)化運(yùn)營，國家相關(guān)部門先后印發(fā)了一系列文件，對抽水蓄能電站管理體制、運(yùn)營模式及電價(jià)機(jī)制進(jìn)行引導(dǎo)和規(guī)范，如圖1所示。

圖1 抽水蓄能電站投資、運(yùn)營模式與定價(jià)政策Fig.1 The investment, operation mode, and pricing policy of pumped storage power stations

目前，中國的抽水蓄能電站建設(shè)管理機(jī)制主要可以分為3種形式：一種是由電網(wǎng)企業(yè)全資建設(shè)、統(tǒng)一運(yùn)營，建設(shè)運(yùn)營成本核入電網(wǎng)運(yùn)行費(fèi)用；一種是租賃制，租賃費(fèi)由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)和電力用戶三方按一定比例分?jǐn)偸鑼?dǎo)[8]；一種是由政府和第三方投資建設(shè)，政府核定抽水用電電價(jià)、發(fā)電電價(jià)、容量電價(jià)，電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一調(diào)度。中國抽水蓄能電站現(xiàn)行的電價(jià)機(jī)制主要有單一電量電價(jià)、容量電價(jià)、兩部制電價(jià)、電網(wǎng)內(nèi)部統(tǒng)一核算等4種模式[49]，其中兩部制電價(jià)是中國的特色[16]。電力市場化前，抽水蓄能電站容量電費(fèi)和運(yùn)行抽發(fā)損耗費(fèi)用納入受益省級電網(wǎng)(或區(qū)域電網(wǎng))運(yùn)行費(fèi)用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價(jià)調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。隨著電力市場化改革推進(jìn)，電價(jià)機(jī)制還在不斷地完善和調(diào)整，目的是最終形成以市場起決定性作用的抽水蓄能電站運(yùn)營機(jī)制。

2.2 抽水蓄能電站運(yùn)營面臨的挑戰(zhàn)

總結(jié)來看，抽水蓄能電站受政策因素影響明顯，目前盈利模式較為單一，在不明朗的市場環(huán)境和政策機(jī)制影響下，其發(fā)展仍面臨諸多挑戰(zhàn)。

一是新建抽水蓄能電站缺乏投資回收機(jī)制。容量電費(fèi)或租賃費(fèi)是當(dāng)前抽水蓄能電站實(shí)現(xiàn)成本回收和經(jīng)濟(jì)效益的主要形式。2019年印發(fā)的《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》要求抽水蓄能電站不得計(jì)入輸配電定價(jià)成本，導(dǎo)致新建抽水蓄能電站的成本費(fèi)用將難以通過輸配電價(jià)或其他電價(jià)渠道疏導(dǎo)至電力用戶側(cè)。

二是抽水蓄能電站從輔助服務(wù)獲得的經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償較低。華東區(qū)域“兩個(gè)細(xì)則”指出抽水蓄能電站可以通過提供調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)獲得經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償，但抽水蓄能電站在實(shí)際運(yùn)行中獲得的補(bǔ)償較低，無法與其投資運(yùn)維成本匹配。但從國外成熟電力市場看，市場化的電力交易將明顯拉大峰谷電價(jià)差，抽水蓄能電站價(jià)值將通過參與電力市場和輔助服務(wù)市場獲得更好的市場價(jià)格反饋。

抽水蓄能電站發(fā)展面臨的困難既是挑戰(zhàn)也是機(jī)遇。一套適合中國國情的抽水蓄能電站市場化交易機(jī)制亟待建立。抽水蓄能電站通過參與市場化交易以提升其運(yùn)營效益，回收建設(shè)和運(yùn)營成本，一方面能夠促進(jìn)現(xiàn)有抽水蓄能電站的穩(wěn)定運(yùn)行，另一方面可以吸引社會(huì)資本參與新的抽水蓄能項(xiàng)目，推動(dòng)能源結(jié)構(gòu)的優(yōu)化和碳中和目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)。

3 抽水蓄能電站市場化交易機(jī)制建議

浙江省作為電力市場改革的試點(diǎn)省份，正在不斷探索創(chuàng)新源網(wǎng)荷儲(chǔ)協(xié)調(diào)互動(dòng)的市場化交易機(jī)制。省內(nèi)抽水蓄能站址資源豐富且開發(fā)條件較好，可建總規(guī)模達(dá)6 120萬kW，其中裝機(jī)容量100萬kW以上的站址36處。為激活儲(chǔ)能側(cè)資源，打造多元融合的高彈性電網(wǎng)，浙江省應(yīng)積極探索抽水蓄能電站的市場化運(yùn)營模式及成本回收方式，引導(dǎo)抽水蓄能電站參與電力市場交易，促進(jìn)抽水蓄能行業(yè)的發(fā)展[50]。

考慮到浙江省電力市場改革的進(jìn)程和方向，從中長期市場交易和現(xiàn)貨市場交易兩個(gè)角度設(shè)計(jì)抽水蓄能電站獨(dú)立參與市場的交易機(jī)制，中長期市場交易主要設(shè)計(jì)了低谷抽水交易、抽發(fā)損耗電量交易，現(xiàn)貨市場交易主要設(shè)計(jì)了現(xiàn)貨電能量交易和輔助服務(wù)調(diào)頻交易[51]，以拓寬抽水蓄能電站盈利模式，充分發(fā)揮抽水蓄能電站的機(jī)組運(yùn)行優(yōu)勢。

3.1 中長期市場交易方式

3.1.1 低谷抽水交易方式

低谷抽水交易以低谷抽水電量為交易標(biāo)的[52]，向抽水蓄能電廠(買方)和可再生能源發(fā)電企業(yè)及燃煤火電企業(yè)、外來電(賣方)開放。

浙江省電力現(xiàn)貨市場采用的是集中式電力市場模式，即中長期差價(jià)合同+全電量現(xiàn)貨優(yōu)化出清。根據(jù)浙江省電力市場模式的特點(diǎn)，抽水蓄能電站的低谷電量交易屬于其獨(dú)立參與電力市場交易的一種運(yùn)營策略，主要可采用中長期差價(jià)合同，屬于中長期市場交易的一部分。浙江作為電力輸入大省，抽水蓄能電站還可以參與購買省間的清潔綠電，降低購電成本。在浙江省開展電力現(xiàn)貨交易的背景下，抽水蓄能電站可尋求與水電、新能源、區(qū)外來電，甚至燃煤火電簽訂合理的低谷電量交易差價(jià)合同。目前在現(xiàn)貨市場用戶不報(bào)量報(bào)價(jià)，負(fù)荷側(cè)統(tǒng)一節(jié)點(diǎn)電價(jià)作為出清價(jià)格[53]。在未來成熟的現(xiàn)貨市場中，市場用戶可以采取一定的交易策略參與報(bào)量報(bào)價(jià)。抽水蓄能電站進(jìn)行低谷抽水交易的具體流程如圖2所示。

圖2 抽水蓄能電站低谷抽水交易方式Fig.2 Pumping trading method for pumped storage power stations during low load period

3.1.2 抽發(fā)損耗電量交易方式

抽水蓄能電站容量費(fèi)用一般由電網(wǎng)公司、電力用戶和發(fā)電企業(yè)按照一定比例承擔(dān)，電網(wǎng)公司和電力用戶承擔(dān)的容量費(fèi)用可通過銷售電價(jià)疏導(dǎo)，但由發(fā)電企業(yè)承擔(dān)的容量費(fèi)用一直面臨難以疏導(dǎo)的困境。因此，發(fā)電企業(yè)承擔(dān)的容量費(fèi)用可通過抽發(fā)損耗專項(xiàng)交易進(jìn)行疏導(dǎo)。

抽發(fā)損耗電量按季度組織交易，具體交易方式為雙邊協(xié)商、集中競價(jià)，如圖3所示。優(yōu)先組織雙邊協(xié)商交易，雙邊協(xié)商交易電量上限值不得超過政府核定的交易電量指標(biāo)；按季度組織交易時(shí)，交易雙方需要提交分月交易電量、交易電價(jià)，雙邊協(xié)商交易后剩余季度交易核定電量參與集中競價(jià)交易；集中競價(jià)申報(bào)的交易電量、交易電價(jià)不得高于可申報(bào)上限值。交易申報(bào)時(shí)，發(fā)電企業(yè)申報(bào)交易電量、交易電價(jià)均為發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)側(cè)數(shù)據(jù)。

圖3 抽水蓄能電站抽發(fā)損耗交易方式Fig.3 Pumping loss trading method for pumped storage power stations

抽發(fā)損耗電量交易中，燃煤發(fā)電企業(yè)通過市場交易增發(fā)電量，不計(jì)入燃煤發(fā)電企業(yè)年度發(fā)電計(jì)劃。替代方(燃煤發(fā)電企業(yè))支付給抽水蓄能電站的差額電費(fèi)=實(shí)際替代上網(wǎng)(落地)電量×(抽水蓄能轉(zhuǎn)讓上網(wǎng)電價(jià)-替代發(fā)電交易電價(jià))。實(shí)際替代上網(wǎng)(落地)電量即為交易電量，抽水蓄能轉(zhuǎn)讓上網(wǎng)電價(jià)為燃煤電廠標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)，替代發(fā)電交易電價(jià)為替代交易出清電價(jià)。替代方在收取與電網(wǎng)結(jié)算費(fèi)用及抽水蓄能電站提供的差額電費(fèi)結(jié)算單后，將上月替代上網(wǎng)電量的差額電費(fèi)支付給抽水蓄能電站。

3.2 現(xiàn)貨市場交易方式

3.2.1 現(xiàn)貨市場電能量交易方式

在電力現(xiàn)貨市場中，抽水蓄能電站參與電能量交易的市場主體涉及市場成員包括抽水蓄能電站、電力用戶、售電公司、電網(wǎng)企業(yè)、電力交易機(jī)構(gòu)、電力調(diào)度機(jī)構(gòu)等。抽水蓄能電站由調(diào)度機(jī)構(gòu)在D-2日安排D日抽水計(jì)劃，以便調(diào)度機(jī)構(gòu)D-1準(zhǔn)確公布負(fù)荷預(yù)測信息，具體如圖4所示。

圖4 抽水蓄能電站現(xiàn)貨市場電能量交易方式Fig.4 Electric energy trading methods in the spot market for pumped storage power stations

抽水蓄能電站在日前市場和日內(nèi)市場分別申報(bào)電量和電價(jià)，按照浙江的現(xiàn)貨市場出清規(guī)則進(jìn)行統(tǒng)一出清。發(fā)電部分采用單側(cè)日申報(bào)，采用10級申報(bào)方式[54]。申報(bào)和出清電價(jià)包括環(huán)境保護(hù)和超低排放的成本。若抽水蓄能電站在日前市場關(guān)閘前未進(jìn)行申報(bào)，則采用最近的交易日有效申報(bào)。

發(fā)電機(jī)組市場模式下電能收益以其所在發(fā)電側(cè)節(jié)點(diǎn)電價(jià)進(jìn)行結(jié)算，依據(jù)“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量”[55]的原則進(jìn)行結(jié)算。抽水蓄能電站市場模式電能收益=日前市場電能收益+實(shí)時(shí)市場差量收益。其中，日前市場電能收益R日前等于日前市場出清價(jià)格P日前乘以出清電量Q日前。實(shí)時(shí)市場的電能收益R實(shí)時(shí)等于實(shí)時(shí)計(jì)量電量Q實(shí)時(shí)與日前市場出清電量Q日前的差值乘以實(shí)時(shí)市場出清價(jià)格P實(shí)時(shí)，計(jì)算公式為

R日前=P日前Q日前

(1)

R實(shí)時(shí)=(Q實(shí)時(shí)-Q日前)P實(shí)時(shí)

(2)

3.2.2 現(xiàn)貨市場輔助服務(wù)交易方式

由于目前輔助服務(wù)市場體制機(jī)制尚未健全[56]，并且輔助服務(wù)種類繁多[57]，以調(diào)頻為例，設(shè)計(jì)抽水蓄能電站參與輔助服務(wù)市場的交易方式。抽水蓄能電站參與調(diào)頻市場，由于其相對更優(yōu)的調(diào)頻性能將成為標(biāo)桿機(jī)組。抽水蓄能電站作為單一發(fā)電單元，在參與調(diào)頻市場時(shí)，調(diào)頻申報(bào)的內(nèi)容包括調(diào)頻容量、調(diào)頻容量價(jià)格和調(diào)頻里程價(jià)格。調(diào)頻收入根據(jù)輔助服務(wù)市場的調(diào)頻容量費(fèi)用和調(diào)頻里程費(fèi)用加總得到總調(diào)頻費(fèi)用。抽水電能量支出以負(fù)荷中心價(jià)格進(jìn)行結(jié)算，按照“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量、合約差價(jià)”的原則，疊加相關(guān)輸配電價(jià)進(jìn)行結(jié)算。

如圖5所示，抽水蓄能電站可以在調(diào)頻市場競價(jià)中標(biāo)，通過提供調(diào)頻服務(wù)可以獲得相應(yīng)的調(diào)頻容量和調(diào)頻里程費(fèi)用。調(diào)頻容量、調(diào)頻里程費(fèi)用按日統(tǒng)計(jì)、按月進(jìn)行結(jié)算，月度調(diào)頻容量費(fèi)用和調(diào)頻里程費(fèi)用的計(jì)算公式為

圖5 抽水蓄能電站輔助服務(wù)市場調(diào)頻交易方式Fig.5 Frequency regulation trading method in the ancillary service market for pumped storage power stations

(3)

(4)

式中：n為每月現(xiàn)貨市場總的交易期數(shù)；Kb,i為發(fā)電單元在第i個(gè)交易周期的歷史調(diào)頻性能歸一化指標(biāo)平均值；Qbc,i為該發(fā)電機(jī)組在第i個(gè)交易周期的中標(biāo)調(diào)頻容量；Qbm,i為該發(fā)電機(jī)組在第i個(gè)交易周期的實(shí)際調(diào)頻里程；πbc,i為第i個(gè)交易周期的調(diào)頻容量結(jié)算價(jià)格；πbm,i為第i個(gè)交易周期的調(diào)頻里程結(jié)算價(jià)格。

4 實(shí)例測算

4.1 中長期市場交易測算

4.1.1 低谷抽水交易測算

在中長期差價(jià)合同+全電量現(xiàn)貨市場交易模式下，抽水蓄能電站全部低谷抽水電量參與現(xiàn)貨市場，與發(fā)電企業(yè)或者代理購電的電力公司簽訂差價(jià)合同[58]。差價(jià)合同與現(xiàn)貨市場出清價(jià)差會(huì)影響市場主體的平均購電成本。因此，本實(shí)例測算多種場景下的抽水蓄能電站購電成本，并給出相應(yīng)的交易策略建議。

假設(shè)抽水蓄能電站與另一市場主體簽訂了低谷電量交易差價(jià)合同，約定合同價(jià)格為150元/(MW·h)，合同量為200 (MW·h)。抽水蓄能電站需支付的低谷抽水電費(fèi)和電站購買抽水電量的平均度電成本計(jì)算公式為

低谷抽水電費(fèi)=現(xiàn)貨價(jià)格×低谷抽水電量+

(合同價(jià)格-現(xiàn)貨價(jià)格)×

合同電量

(5)

平均度電成本=低谷抽水電費(fèi)/低谷抽水電量

(6)

在此假設(shè)條件下，針對不同低谷抽水電量、低谷現(xiàn)貨價(jià)格條件下計(jì)算相應(yīng)平均度電成本，如圖6所示。

圖6 不同情景下抽水蓄能電站低谷抽水電量交易 的度電成本Fig.6 The per kWh cost of the pumping electricity trading of pumped storage power plants during low load period under different scenarios

基于不同情景下的測算結(jié)果，可總結(jié)得出以下交易策略。

(1)在現(xiàn)貨市場允許用戶報(bào)量報(bào)價(jià)且水庫存水可滿足白天高峰時(shí)段發(fā)電的情況下，當(dāng)現(xiàn)貨市場高于差價(jià)合同價(jià)格時(shí)，抽水蓄能電站低谷購電價(jià)格申報(bào)應(yīng)降低報(bào)價(jià)至接近簽訂的合同價(jià)格，那么抽水蓄能電站低谷中標(biāo)電量將減少，可以達(dá)到降低平均購電成本的目標(biāo)。

(2)反之，當(dāng)現(xiàn)貨市場價(jià)格低于差價(jià)合同價(jià)格時(shí)，抽水蓄能電站低谷購電價(jià)格申報(bào)應(yīng)提高報(bào)價(jià)至接近簽訂的合同價(jià)格，即申報(bào)較高的價(jià)格以提高中標(biāo)電量，從而盡量多抽水，降低平均購電成本。

4.1.2 抽發(fā)損耗電量交易測算

以浙江省抽水蓄能電站2019年運(yùn)營情況為例，根據(jù)2019年抽發(fā)損耗電量核定2020年抽水蓄能電站專項(xiàng)發(fā)電基數(shù)電量，抽水蓄能轉(zhuǎn)讓上網(wǎng)電價(jià)為燃煤電廠標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)415.30 元/(MW·h)，已知2019年浙江“關(guān)停替代”交易平均價(jià)格、抽水蓄能電站的抽水電量和上網(wǎng)電量，測算抽水蓄能電站參與抽發(fā)損耗專項(xiàng)交易獲得的收益，如表2所示。

表2 抽水蓄能電站抽發(fā)損耗專項(xiàng)交易效益測算分析Table 2 Calculation and analysis of special transaction benefits of pumped storage power stations

以A抽水蓄能電站2019年上網(wǎng)電量為例，預(yù)計(jì)降低抽水蓄能發(fā)電度電成本=關(guān)停替代交易收益/年上網(wǎng)電量=0.037 5元。即，在抽發(fā)損耗電量市場化交易施行后，預(yù)計(jì)可降低A抽水蓄能電站單位發(fā)電成本37.50元/(MW·h)。同理，其余B、C、D各抽水蓄能電站均能通過抽發(fā)損耗電量市場化交易實(shí)現(xiàn)發(fā)電成本的降低。

因此，通過抽發(fā)損耗電量的市場化交易，抽水蓄能電站獲得核定抽發(fā)損耗電量的經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償，能夠在一定程度上降低抽水蓄能電站發(fā)電成本，提高抽水蓄能電站參與市場交易的積極性。同時(shí)，火電廠(或其他購買方)通過抽發(fā)損耗電量交易獲得發(fā)電權(quán)，也調(diào)動(dòng)了各方參與低碳目標(biāo)實(shí)現(xiàn)的積極性，發(fā)揮了一定的社會(huì)效益。

4.2 現(xiàn)貨市場交易測算

4.2.1 現(xiàn)貨市場電能量交易測算

采用與A抽水蓄能電站地理位置較近的B電廠2020年5月12日16：30的出清電價(jià)692.8元/(MW·h)為例(為當(dāng)日的最高出清電價(jià))，已知日前市場電量、計(jì)量上網(wǎng)電量、日前市場電價(jià)和實(shí)時(shí)市場電價(jià)，上網(wǎng)電價(jià)為621元/(MW·h)，容量費(fèi)用為0元，計(jì)算A抽水蓄能電站參與現(xiàn)貨市場交易的電能量收益。A抽水蓄能電站計(jì)劃模式下的電能量結(jié)算價(jià)格為機(jī)組的上網(wǎng)電價(jià)。

(1)市場模式下的電能收益。根據(jù)“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量”的原則，基于表3中的相關(guān)數(shù)據(jù)可以結(jié)算得到，A抽水蓄能電站現(xiàn)貨市場電能收益R1=日前市場電量×日前市場電價(jià)+(計(jì)量上網(wǎng)電量-日前市場電量)×實(shí)時(shí)市場電價(jià)=395 701元。

表3 抽水蓄能電站A參與現(xiàn)貨市場的基本參數(shù)Table 3 The basic parameters of pumped storage power station A participating in the spot market

(2)計(jì)劃模式下的電能收益?；谙嚓P(guān)數(shù)據(jù)可計(jì)算得到計(jì)劃模式下的電量收益R0=計(jì)量上網(wǎng)電量上網(wǎng)電價(jià)=621 000元；市場模式電量收益與計(jì)劃模式電量收益的差值ΔR=R1-R0=395 701-621 000=-225 299元。

基于實(shí)例測算結(jié)果可知，市場模式下A抽水蓄能電站的電能收益低于計(jì)劃模式下收益。在現(xiàn)貨市場試結(jié)算中，可以優(yōu)先全額返還抽水蓄能電站電能量差額資金ΔR，以保障抽水蓄能電站發(fā)電收益不低于參與現(xiàn)貨市場之前的發(fā)電收益，引導(dǎo)抽水蓄能電站積極參與市場。電能量返還資金總和扣減抽水蓄能電站電能量返還資金后，剩余機(jī)組按分?jǐn)傁禂?shù)計(jì)算電能量返還資金。

4.2.2 現(xiàn)貨市場輔助服務(wù)交易測算

本算例測算抽水蓄能電站參與輔助服務(wù)調(diào)頻交易的市場收益。由于儲(chǔ)能電站尚未進(jìn)入市場，抽水蓄能電站以其更優(yōu)的調(diào)頻效果可作為標(biāo)桿機(jī)組[59]。

抽水蓄能電站市場化輔助服務(wù)費(fèi)用包括市場化輔助服務(wù)收入和分?jǐn)俒16,60]。市場化輔助服務(wù)收入總和為參與結(jié)算試運(yùn)行機(jī)組的市場化輔助服務(wù)收入總和，假設(shè)抽水蓄能電站A、燃煤機(jī)組C、燃?xì)鈾C(jī)組D、水電機(jī)組E提供了市場化輔助服務(wù)，對應(yīng)收入依次分別為15 000、5 000、270 000、29 700、300元，合計(jì)320 000元。

市場化輔助服務(wù)收入總和按照機(jī)組政府授權(quán)合約電費(fèi)的比例在發(fā)電機(jī)組間進(jìn)行分?jǐn)俒61]。假設(shè)抽水蓄能電站A未參與電能量市場，沒有獲取政府授權(quán)合約，僅提供調(diào)頻服務(wù)，市場化輔助服務(wù)分?jǐn)傄来味紴?元。抽水蓄能電站市場化輔助服務(wù)費(fèi)用如表4所示，對每個(gè)電站，市場化輔助服務(wù)費(fèi)用=市場化輔助服務(wù)收入-市場化輔助服務(wù)分?jǐn)偂?/p>

表4 抽水蓄能電站A市場化輔助服務(wù)費(fèi)用及其構(gòu)成Table 4 The market-orientedancillary service cost of pumped storage power station A and its composition

5 結(jié)論及政策建議

首先對國外抽水蓄能電站的運(yùn)營模式進(jìn)行了對比分析，總結(jié)了國外抽水蓄能電站運(yùn)營管理的經(jīng)驗(yàn)；其次，梳理了中國抽水蓄能電站運(yùn)營管理、電價(jià)機(jī)制的相關(guān)政策，指出了電改背景下，中國抽水蓄能電站運(yùn)營和發(fā)展面臨的困境；接著，借鑒國外抽水蓄能電站運(yùn)營管理的經(jīng)驗(yàn)，結(jié)合中國電力市場化改革的實(shí)際情況，設(shè)計(jì)了抽水蓄能電站參與市場化交易的多種機(jī)制；最后，以浙江省為例，對抽水蓄能電站市場化交易結(jié)果進(jìn)行實(shí)例測算和對比分析。基于多場景下的測算結(jié)果，可以發(fā)現(xiàn)本文提出的交易方式和策略可以幫助提升抽水蓄能電站運(yùn)營的綜合效益，促進(jìn)電力市場化交易的平穩(wěn)有序開展，保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。

由于抽水蓄能電站投資成本較高，完全通過市場化運(yùn)營回收成本需要較強(qiáng)的邊界條件。根據(jù)國際經(jīng)驗(yàn)，主要有以下幾個(gè)方面：一是具有完善的電能量市場，包括價(jià)格上下限合理設(shè)置、公平對待各類電源等；二是具有完善的輔助服務(wù)市場，包括調(diào)頻、備用、黑啟動(dòng)、無功支持等多種交易品種，并且能夠體現(xiàn)響應(yīng)效果等；三是具有容量市場或稀缺價(jià)格機(jī)制。而在電力市場化改革的過程中，由于市場機(jī)制尚不完善，抽水蓄能電站尚不具備完全通過市場化運(yùn)行回收成本的條件?；谡呤崂矸治龊徒灰追绞綔y算的結(jié)果，為提升電力市場環(huán)境下抽水蓄能電站運(yùn)營效益，促進(jìn)抽水蓄能電站長期健康發(fā)展，針對抽水蓄能電站參與源網(wǎng)荷儲(chǔ)互動(dòng)交易提出了以下幾點(diǎn)政策建議。

5.1 近期建議

需要盡快理順抽水蓄能電價(jià)機(jī)制，新的電價(jià)機(jī)制出臺前應(yīng)繼續(xù)執(zhí)行兩部制電價(jià)。抽水蓄能成本分?jǐn)偨ㄗh基于“誰受益、誰付費(fèi)”的原則，容量電費(fèi)通過向清潔能源發(fā)電商或電力用戶等受益方征收費(fèi)用，用以補(bǔ)償電網(wǎng)公司采購抽水蓄能電站服務(wù)的成本。

(1)支持抽水蓄能電站的抽發(fā)損耗電量與燃煤機(jī)組開展發(fā)電權(quán)交易，并建立抽水蓄能電站成本補(bǔ)償?shù)亩档讬C(jī)制，確保抽水蓄能能夠在市場化條件下能健康發(fā)展。

(2)允許抽水蓄能電站與調(diào)節(jié)能力較低的清潔能源機(jī)組、核電機(jī)組等進(jìn)行容量打捆參與容量市場交易，通過向低成本的新能源機(jī)組購買低價(jià)電來回收抽水蓄能電站投資成本。

5.2 遠(yuǎn)期建議

建立合理的市場準(zhǔn)入機(jī)制，鼓勵(lì)和支持抽水蓄能在輔助服務(wù)市場提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用和黑啟動(dòng)等服務(wù)；建立一系列性能評價(jià)指標(biāo)，對抽水蓄能電價(jià)的容量價(jià)值進(jìn)行評估；建議完善輔助服務(wù)價(jià)格機(jī)制，允許抽水蓄能電站與機(jī)組聯(lián)合或作為獨(dú)立主體參與輔助服務(wù)交易，推動(dòng)抽水蓄能電站進(jìn)入輔助服務(wù)市場，逐步形成“按效果付費(fèi)、誰受益誰付費(fèi)”市場化定價(jià)機(jī)制，由市場平衡疏導(dǎo)抽水蓄能電站投資。