收稿日期：2023-06-20；接受日期：2023-08-30

基金項目：中國電建集團華東勘測設計研究院有限公司科技項目（KY2021-JJZX-02-06）

作者簡介：

李東偉，男，正高級工程師，碩士，主要從事技術經濟咨詢工作。E-mail：li_dw@hdeccom

EditorialOfficeofYangtzeRiverThisisanopenaccessarticleundertheCCBY-NC-ND40license

文章編號：1001-4179（2024）03-0243-06

引用本文：李東偉，周子東，劉秋實，等基于電力市場化的抽水蓄能電站電價收益研究［J］人民長江，2024，55（3）：243-248

摘要：

為了對現(xiàn)行兩部制電價下抽水蓄能電站的整體收益情況進行評估，以及對今后電價機制進一步優(yōu)化和發(fā)展的方向進行探索，梳理了國內外抽水蓄能電站的相關政策以及電價機制發(fā)展脈絡，構建了兩部制電價下抽水蓄能電站參與電力市場后的收益模型，并以山東省某抽水蓄能電站為例進行了分析計算。實例表明：兩部制電價可順利銜接電力行業(yè)市場化改革后的主輔市場，有較強的可行性與適應性；抽水蓄能電站在成熟的電力市場中，能夠通過優(yōu)化運行策略獲得可觀收益；應適時研究電價機制銜接市場化改革，加快輔助服務市場建設，使抽水蓄能輔助服務價值能夠充分體現(xiàn)。

關鍵詞：抽水蓄能；電價機制；電價收益；兩部制電價；電力市場

中圖法分類號：TV743；TK-9

文獻標志碼：A" " " " " " " " DOI：1016232jcnki1001-4179202403033

0引言

自“雙碳”戰(zhàn)略提出以來，各發(fā)電企業(yè)積極響應，新能源項目大規(guī)模、高比例上網，造成系統(tǒng)對削峰填谷、調頻調相以及緊急事故備用等的需求迫切。而抽水蓄能電站具有運行靈活、啟停迅速、跟蹤負荷能力強的特點，有利于保證電網的安全穩(wěn)定運行［1］。為推進抽水蓄能電站快速發(fā)展，適應新型電力系統(tǒng)建設發(fā)展需要，國家能源局發(fā)布《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021～2035年）》，助力實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標。

根據國家能源局統(tǒng)計數據，截至2022年底，中國抽水蓄能電站總裝機容量約為4500萬kW，預計到2025、2030年，將分別達到6200萬kW、12億kW，抽水蓄能電站整體發(fā)展勢頭強勁。

與常規(guī)電源相比，抽水蓄能電站采用先抽水后發(fā)電的工作模式，因此在電力現(xiàn)貨市場尚未達到成熟階段，獲利空間不大，其所提供的輔助服務功能價值往往難以量化體現(xiàn)。因此，探尋出既能覆蓋全生命周期成本，又能合理反映輔助服務價值的電價機制，是促進抽水蓄能電站可持續(xù)發(fā)展的重要保障。

許多學者對水電工程的電價機制和發(fā)電收益模式開展了深入的研究。黃婧等［2］基于現(xiàn)行電價政策，分析現(xiàn)行電價機制中被忽視的因素，提出了“直接成本+正外部性-負外部性”的流域統(tǒng)一電價機制。許志宏等［3］通過建立多因素影響下的發(fā)電效益模型，探討實現(xiàn)發(fā)電效益最大化的路徑和方法。羅錫斌等［4］針對并聯(lián)水庫群提出了蓄放水次序模型，以實現(xiàn)電站的互補協(xié)調調度。

對于抽水蓄能電站的電價機制，國內外學者也進行了許多專門研究。韓冬、段敬東等［5-6］總結了中國抽水蓄能資源狀況，分析存在的問題，并提出了相關建議。趙增海等［7］梳理對比了國內外抽水蓄能電價機制的現(xiàn)狀，通過市場化的機制測算，提出了電價形成、成本分攤機制的政策建議。楊宏基等［8-9］研究了在特定電力市場下抽水蓄能電站參與市場競價的運行策略。Tian等［10］研究了抽水蓄能電價的風險識別及度量，得出抽水蓄能電站最佳運營策略。

部分學者對抽水蓄能電站不同運行模式下的效益進行了建模分析。黃漢權等［11］對全國已投產運營的抽水蓄能電站進行了充分的調查研究，梳理了抽水蓄能電站的運行模式及成本特點，提出了容量電價預測模型。柳洋等［12］對抽水蓄能電站容量電價與容量電費進行全壽命周期仿真，提出了市場銜接機制。李長?。?3］研究了抽水蓄能電站的減碳價值，并進行了量化分析。翟海燕［14］、喬洪奎［15］、趙晨晨等［16］分析了抽水蓄能現(xiàn)行電價政策存在的問題，提出了參與電力市場交易的相關機制和方案，并進行了效益分析。

但以上研究更多考慮在現(xiàn)有環(huán)境下進行相關電價機制及收益的研究，對于電力市場化，尤其是輔助服務市場相關建模研究較少。因此，本文從電力市場化角度出發(fā)，對抽水蓄能電站在電量市場和輔助服務市場分別構建電價測算模型，以期為抽水蓄能電站電價機制的優(yōu)化和發(fā)展提供參考。

1中國抽水蓄能電價機制分析

中國抽水蓄能電站電價政策演變如圖1所示，

主要采用內部核算、單一電價和兩部制電價這幾種電價機制，其中單一電價又可分為單一電量電價以及單一容量電價。表1具體分析了幾種電價機制的適用模式，主要特點以及典型的項目。

電網統(tǒng)一經營的抽水蓄能電站，主要采用內部核算制，電網同時擁有電站的所有權和使用權，電站主要用于保證電網穩(wěn)定，發(fā)揮輔助價值［17］。發(fā)電企業(yè)獨立經營的抽水蓄能電站，在單一電量電價模式下，由于沒有容量補償，獲利只與發(fā)電量掛鉤，可充分調動發(fā)電積極性，但也易出現(xiàn)超發(fā)現(xiàn)象，年利用小時數過高，輔助價值發(fā)揮不充分；單一容量電價模式下，電站每年收益固定，缺乏發(fā)電積極性，機組利用小時數明顯偏低；而兩部制電價，將收益來源分解，既有容量電價覆蓋電站建設成本以及除抽水發(fā)電外的運營成本，也有電量電價提供獲取發(fā)電收益的機會，可提高機組運行積極性。但由于電力現(xiàn)貨市場未完全形成，發(fā)改價格〔2021〕633號文中提出的以競爭性方式現(xiàn)階段落實較為困難，而容量電價根據IRR固定65%進行核定，對于建設條件好、投資指標較低的項目，會一定程度上限制獲利空間，相反，對于建設條件較差的項目，容量電價高，鑒于目前的成本疏導機制，則過多增加了輸配電價。

2兩部制電價下的收益模型

兩部制電價將抽水蓄能電站的收益來源清楚地劃分成了電量和容量兩部分，也即對應了抽水發(fā)電收益和輔助服務收益，在將來電力主輔市場形成以后，可以順利地進行銜接，電站可以以綜合收益最優(yōu)為目標，確定運行策略，靈活參與兩個市場。

21發(fā)電收益模型

與常規(guī)電源不同，抽水蓄能電站的發(fā)電收益主要依靠峰谷電價差，在低谷電價時段進行抽水儲存能量，而在高峰電價時段進行發(fā)電，以此獲取電量收益［18］。在成熟的電能量現(xiàn)貨市場條件下，抽水蓄能電站參與其中，則發(fā)電、抽水電價可按照現(xiàn)貨市場價格執(zhí)行，其日收益模型可用公式（1）表示。

maxBqec=24t=1Egenet·pt-Epumpt·pt（1）

式中：Bqec為現(xiàn)貨市場電量收益；t為運行時段；pt為t時刻電量現(xiàn)貨市場價格；Etgene、Etpump為t時刻發(fā)電功率和抽水功率。

此外，公式（1）需滿足以下約束：

（1）功率約束。

在任一時段，抽水和發(fā)電不能同時進行，需滿足公式（2）；同時，發(fā)電和抽水功率不得超過最大功率限制，需滿足公式（3）。

Egenet≥0，Epumpt≥0，Egenet·Epumpt=0（2）

Egenet≤Egenemax，Epumpt≤Egenemax（3）

（2）容量約束。

抽水蓄能電站在優(yōu)化周期內，期初儲存的能量必然等于期末儲存的能量，需滿足公式（4）；同時，每個時段存儲的能量須在限制范圍內，需滿足公式（5）。

Q1=Q24（4）

Qmin≤Qt≤Qmax（5）

式中：Qt為t時刻電站有效儲存能量；Qmin、Qmax為電站最小和最大有效儲存能量。

（3）能量與功率的轉化關系約束。

抽水蓄能電站在每個時段內儲存的能量與抽發(fā)電功率之間的轉化關系如式（6）所示。

Qt=Qt-1-Egenet/（1-η）+Epumpt（6）

式中：η為發(fā)電效率。

22輔助服務收益模型

抽水蓄能電站的輔助服務價值主要體現(xiàn)在調頻、調相、緊急備用和黑啟動等幾大功能。調頻市場，當電網頻率出現(xiàn)波動時，抽水蓄能電站可以迅速反應，對電力系統(tǒng)的功率和頻率進行調整［19］。電力備用輔助服務市場，提供符合調度響應時間和持續(xù)時長等技術要求的有功正備用容量。調相市場，抽水蓄能電站可進行調相運行，補充電網所需的無功儲備。

上述幾種輔助服務市場中，備用和調相輔助服務市場規(guī)模相對較小，建設成熟度較弱。因此，本文主要以調頻市場為對象建立輔助服務收益模型。

根據中國調頻市場試點情況，抽水蓄能電站參與調頻，可獲得調頻里程收益和容量收益，其日收益模型可用公式（7）表示。

maxBfc=24t=1Eufct+Edfct·pfct+m·pcom（7）

式中：Bfc為現(xiàn)貨市場調頻收益；t為運行時段；ptfc為t時刻調頻里程價格；Eufet、Edfct為t時刻上調頻里程和下調頻里程；m為調頻里程與調頻容量之比；pcom為調頻容量補償價格。

此外，調頻市場一般對申報的調頻容量有限制，需滿足公式（8）。

Eufct≤μEgenemax，Edfct≤μEpumpmax（8）

式中：μ為調頻市場規(guī)定的上限比例系數。

23綜合收益模型

當抽水蓄能電站同時參與電量現(xiàn)貨市場以及輔助服務市場，其收益為主輔市場收益之和，模型可用公式（9）表示。

maxB=24t=1Egenet-Epumpt·pt+Eufct+Edfct·pfct+m·pcom（9）

其功率約束、容量約束以及轉化關系約束需聯(lián)合考慮，見式（10）。

Egenet≥0，Epumpt≥0，Eufct≥0，Edfct≥0Egenet·Epumpt=Egenet·Edfct=Epumpt·Eufct=0Egenet+Eufct≤EgenemaxEpumpt+Edfct≤EpumpmaxEufct≤μEgenemaxEdfct≤μEpumpmaxQ1=Q24Qmin≤Qt≤QmaxQt=Qt-1-Egenet+δEufct/η+Epumpt+δEdfct（10）

式中：δ為調頻電量損耗。

3項目實例分析

31項目概況

山東省某抽水蓄能電站裝機容量1200MW，額定水頭235m，電站距高比為518，連續(xù)滿發(fā)利用小時數為5h，綜合效率約為75%，最大儲存能量600萬kW·h，工程總投資約9946億元（8288元/kW），電站測算所得容量電價為80310元/kW。

32現(xiàn)貨市場價格

截至2023年3月底，該電站所在省份新能源裝機占比已經達到35%以上，對電力市場價格帶來比較明顯的影響。

321電能量現(xiàn)貨市場

選取電站所在省份電力交易中心5月4～17日共計14d的實時現(xiàn)貨市場小時級電價，時段內未包含法定假期等特殊情況，如圖2所示。

由圖2可知，“雙碳”背景下，新能源裝機比例提高，日內發(fā)電量不穩(wěn)定也導致了電力現(xiàn)貨市場價格波動的加劇。如5月6日00：00至05：00出現(xiàn)的負電價，由風電大發(fā)造成；而工作日5月16日09：00至14：00時段的負電價則是由于光伏大發(fā)，疊加中午時段用電負荷低造成。

將5月4～17日各時段的實時價格加權計算，作為該實例計算中發(fā)電收益模型部分的電量現(xiàn)貨市場價格，結果如圖3所示，呈現(xiàn)典型的峽谷曲線。峰時價出現(xiàn)在21：00，為55755元/MW·h，谷時電價出現(xiàn)在13：00，為9148元/MW·h，最大峰谷電價比值達到了609?？梢姡娏Y構中新能源裝機比例不斷增加，峰谷比也隨之增長。

322調頻輔助服務市場

根據公開渠道信息，該省電力輔助服務市場調頻輔助服務競價范圍為0～12元/MW，日內調頻里程價格趨勢參照美國PJM某日調頻里程價格曲線調整，模擬作為本實例計算中調頻輔助服務收益價格，如圖4所示。圖4調頻市場模擬實時價格

33日收益計算

根據本文構建的綜合收益模型，對該電站在現(xiàn)貨市場所能獲得的最大收益進行尋優(yōu)計算，模型的相關參數設置見表2。

將上述參數代入公式（9）～（10）中，該模型為一個尋優(yōu)問題，采用python編制程序進行求解，運行結果如圖5所示。其中10：00～14：00共5個時段在抽水，抽水用電總量為5280MW·h；06：00和19：00～22：00共5個時段在發(fā)電，總發(fā)電量為4815MW·h。全天共有19個時段在進行調頻，參與調頻市場，調頻容量總和為2280MW。

根據尋優(yōu)所得運行工況，電站參與電力市場所能獲得的最大收益為19078萬元，其中電能量現(xiàn)貨市場中，發(fā)電收入為26179萬元，折合上網電價約05437元/kW，抽水成本為7626萬元，折合上網抽水電價約01445元/kW；調頻市場中調頻里程收益為300萬元，調頻容量補償為228萬元。

電站在06：00存儲能量到達最小值，18：00儲存能量達到最大值，優(yōu)化周期末的能量為500MWh與起初能量相等，優(yōu)化時段內儲存能量變化過程如圖6所示。

34項目整體財務評價

為了對項目全生命周期的整體收益情況做出合理評價，以上文中折算的電量電價作為收入計算依據，容量電價按照該項目設計報告計算成果，建立項目的財務模型，電站建設期7a，經營期40a，主要計算參數見表3。

根據《建設項目經濟評價方法與參數（第三版）》《抽水蓄能電站經濟評價暫行規(guī)定》等相關文件規(guī)定，對項目的財務情況進行了分析計算，項目整體財務指標見表4。

根據財務指標分析，在測算條件下，電站的資本金財務內部收益率（IRR）達到了153%，對比原來抽水電價按發(fā)電電價75%執(zhí)行時資本金財務內部收益率（IRR）65%的結果有了大幅提升。而如果同樣以IRR=65%為控制目標，反算容量電價，則可降低至44960元/kW。說明在“雙碳”背景下，抽水蓄能電站參與電力市場，整體的獲利能力可得到較大的提升。

4結論

本文梳理了國內外抽水蓄能電站的相關政策以及主要電價機制發(fā)展脈絡，構建了兩部制電價下抽水蓄能電站銜接電力市場后的收益模型。結合山東省抽水蓄能電站項目實例，應用該模型對電站可能獲得的最大日收益進行計算，并以此為依據對該項目全生命周期的財務指標進行分析，主要結論如下：

（1）堅持兩部制電價政策，積極推動與電力市場的銜接。相對于單一制電價的模式，兩部制電價將收益來源劃分為電能量和輔助服務兩部分，既能夠調動電站發(fā)電的積極性，也能充分發(fā)揮調頻等輔助服務功能，以便未來順利銜接電力行業(yè)市場化改革后的主輔市場。

（2）積極推進電量現(xiàn)貨市場建設，提高抽水蓄能電站盈利能力?！半p碳”背景下，新能源在整個電力系統(tǒng)裝機比例逐漸增加，電力負荷曲線逐步由鴨型曲線變化為峽谷曲線，峰谷電價差距進一步拉大，抽水蓄能電站在電能量現(xiàn)貨市場存在可觀的獲利空間。隨著電力市場化改革推進，通過優(yōu)化運行策略，可進一步提高抽水蓄能電站的盈利能力。

（3）加快輔助服務市場建設，使抽水蓄能輔助服務價值得到充分體現(xiàn)。由實例計算結果可知，調頻市場因處于試運行階段，整體限制較多，因此在本次算例中對于收益的貢獻不高。隨著輔助服務市場的成熟，抽水蓄能電站在輔助服務市場還有進一步獲利的空間。

（4）鼓勵開展抽水蓄能和新能源的一體化調度，發(fā)展智能電網，發(fā)揮協(xié)同效應。通過價格引導，充分發(fā)揮抽水蓄能電站在電力系統(tǒng)中的作用，實現(xiàn)社會資源的有效配置。

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（編輯：黃文晉）