電力市場背景下抽水蓄能電站交易機制設計

金駱松， 劉衛東*， 紀德良

(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展，其在電力系統中的應用日益廣泛。作為唯一具有電源和負荷雙重屬性的電站，抽水蓄能電站不僅可以促進間歇性可再生能源消納，平滑出力[1]；同時能夠承擔調峰、調頻、調相、事故備用、黑啟動等作用[2]，提高電力系統的安全穩定性[3-4]。憑借其靈活可控的功率調節技術特性，抽水蓄能電站能夠為電網運行調度提供各類輔助服務并獲得相應經濟效益[5-6]。目前，為實現碳達峰和碳中和目標[7]，隨著高比例可再生能源并網[8]，作為規模較大、技術成熟、成本低廉的儲能設施和輔助服務供應者[9-10]，抽水蓄能電站可以為促進可再生能源消納、提升電力系統靈活性提供有效手段[11-13]，具有良好的生態環境效益[14]和綜合效益[15]。同時，受電力市場改革和政策因素影響，抽水蓄能電站以獨立市場主體參與電力市場交易并獲得相應收入將是其運營的新常態[16-17]。

近年來，中外學者們針對電力市場環境下抽水蓄能電站的優化調度[18-19]、運行策略[20-21]、容量規劃[22]、運營模式[23-24]、價格機制[25]、市場競價模式[16]、電價補償機制[26]和成本回收機制[27]等展開了大量研究。隨著可再生能源大比例接入電網，抽水蓄能與風電[28-31]、光伏[32]等新能源機組以及傳統機組[33-34]的聯合運行優化[35]得到了廣泛的研究，并且抽水蓄能機組為可再生能源優化調度提供了更大的靈活性[36]。同時，抽水蓄能電站提供多種優質的輔助服務對于保障電網安全穩定運行和促進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中的功能定位逐漸發生了轉變[25,39]，抽水蓄能電站運營模式、交易方式以及價格形成機制都需要相應轉變。

基于以上分析，首先簡要介紹并對比總結國外抽水蓄能電站運營的實踐經驗；其次，梳理中國抽水蓄能電站的相關政策，以及市場化運營面臨的挑戰；在此基礎上，結合中國實際情況，設計在電力市場化背景下抽水蓄能電站交易機制；最后，以浙江省為例，對抽水蓄能電站交易機制效益進行多情景下的實例測算，分析結果并提出在電力市場環境下提升抽水蓄能電站運營效益的政策建議，以引導抽水蓄能電站積極健康發展，為電力系統的安全穩定運行和能源結構的低碳轉型提供保障。

1 國外抽水蓄能電站運營模式及經驗

國外建設發展抽水蓄能電站較早[40-41]，但是由于經濟發展程度、電源結構、負荷特性、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，相應的抽水蓄能電站運營模式也各有特色[44]。現階段全美大部分抽水蓄能電站由電網公司建設運營，采用的運營機制大體上可分為電網統一運營、參與電力市場競價和電網租賃經營3種。

英國發電側已完全市場化，抽水蓄能電站作為獨立市場成員參與具有成熟的抽水蓄能機組競價模式和電價機制的電力市場，通過提供長期備用容量獲取大部分收益，并參加實時平衡市場通過價格波動獲取收益[45]。

日本在福島核電站事故發生后，大力發展風電和光伏等新能源，并利用抽水蓄能電站作為電網調峰、調頻以及事故備用的主要手段，提高系統靈活調節能力。日本的抽水蓄能電站運營模式主要有租賃制和內部核算制[46]。

美、英、日抽水蓄能電站運營模式具體內容如表1所示。

表1 國外抽水蓄能電站運營模式總結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營模式，可總結出以下幾點經驗。

(1)盡管三國電力系統的電源結構和電力市場體制不同，但對抽水蓄能電站的技術特性和功能認知是相同的，充分肯定了抽水蓄能電站在電力系統中的重要價值。通常核電裝機比例高，風電、光伏發展較快、規模較大的國家，對系統調節性資源的需求較高，因此抽水蓄能電站的規模比較大。

(2)抽水蓄能電站的運營模式與市場體制和投資主體息息相關，主要分為獨立運營、電網統一運營和租賃制3種模式。據統計，全球約85%的抽水蓄能電站采用電網統一經營方式或租賃制形式，約15%的電站通過參與電力市場競價獲取收益[13]。已建立競爭性電力市場的國家或地區，抽水蓄能電站多采用獨立運營模式參與電能量市場和輔助服務市場，以自身利益最大化為目標選擇競爭策略。

(3)三國抽水蓄能電站的經營模式總體上都體現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營現狀及挑戰

2.1 抽水蓄能電站當前運營模式及電價機制

抽水蓄能機組在電力系統中具有調峰、調頻、調相、事故備用和黑啟動等多種功能。建設適宜規模的抽水蓄能電站，可實現風電、光伏等能源發電的平滑輸出，增強電網消納新能源電力的彈性；同時，也可以確保基荷出力的安全穩定，進而實現電力系統的可靠運行[47]。截至2019年末，中國抽水蓄能裝機總容量已經突破3 000萬kW，位列世界第一，但抽水蓄能裝機占發電總裝機比重僅約1.4%，占比較低。國家能源局在《水電發展“十三五”規劃》[48]中提出，要加快抽水蓄能發展，優化抽水蓄能電站區域布局，“十三五”期間新開工抽水蓄能6 000萬kW左右，2020年實現總裝機約4 000萬kW，預計2025年將突破9 000萬kW。

為充分發揮抽水蓄能電站的作用和效益，推動其商業化運營，國家相關部門先后印發了一系列文件，對抽水蓄能電站管理體制、運營模式及電價機制進行引導和規范，如圖1所示。

圖1 抽水蓄能電站投資、運營模式與定價政策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管理機制主要可以分為3種形式：一種是由電網企業全資建設、統一運營，建設運營成本核入電網運行費用；一種是租賃制，租賃費由發電企業、電網企業和電力用戶三方按一定比例分攤疏導[8]；一種是由政府和第三方投資建設，政府核定抽水用電電價、發電電價、容量電價，電網企業統一調度。中國抽水蓄能電站現行的電價機制主要有單一電量電價、容量電價、兩部制電價、電網內部統一核算等4種模式[49]，其中兩部制電價是中國的特色[16]。電力市場化前，抽水蓄能電站容量電費和運行抽發損耗費用納入受益省級電網(或區域電網)運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮。隨著電力市場化改革推進，電價機制還在不斷地完善和調整，目的是最終形成以市場起決定性作用的抽水蓄能電站運營機制。

2.2 抽水蓄能電站運營面臨的挑戰

總結來看，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，在不明朗的市場環境和政策機制影響下，其發展仍面臨諸多挑戰。

一是新建抽水蓄能電站缺乏投資回收機制。容量電費或租賃費是當前抽水蓄能電站實現成本回收和經濟效益的主要形式。2019年印發的《輸配電定價成本監審辦法》要求抽水蓄能電站不得計入輸配電定價成本，導致新建抽水蓄能電站的成本費用將難以通過輸配電價或其他電價渠道疏導至電力用戶側。

二是抽水蓄能電站從輔助服務獲得的經濟補償較低。華東區域“兩個細則”指出抽水蓄能電站可以通過提供調峰、調頻等輔助服務獲得經濟補償，但抽水蓄能電站在實際運行中獲得的補償較低，無法與其投資運維成本匹配。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差，抽水蓄能電站價值將通過參與電力市場和輔助服務市場獲得更好的市場價格反饋。

抽水蓄能電站發展面臨的困難既是挑戰也是機遇。一套適合中國國情的抽水蓄能電站市場化交易機制亟待建立。抽水蓄能電站通過參與市場化交易以提升其運營效益，回收建設和運營成本，一方面能夠促進現有抽水蓄能電站的穩定運行，另一方面可以吸引社會資本參與新的抽水蓄能項目，推動能源結構的優化和碳中和目標的實現。

3 抽水蓄能電站市場化交易機制建議

浙江省作為電力市場改革的試點省份，正在不斷探索創新源網荷儲協調互動的市場化交易機制。省內抽水蓄能站址資源豐富且開發條件較好，可建總規模達6 120萬kW，其中裝機容量100萬kW以上的站址36處。為激活儲能側資源，打造多元融合的高彈性電網，浙江省應積極探索抽水蓄能電站的市場化運營模式及成本回收方式，引導抽水蓄能電站參與電力市場交易，促進抽水蓄能行業的發展[50]。

考慮到浙江省電力市場改革的進程和方向，從中長期市場交易和現貨市場交易兩個角度設計抽水蓄能電站獨立參與市場的交易機制，中長期市場交易主要設計了低谷抽水交易、抽發損耗電量交易，現貨市場交易主要設計了現貨電能量交易和輔助服務調頻交易[51]，以拓寬抽水蓄能電站盈利模式，充分發揮抽水蓄能電站的機組運行優勢。

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的[52]，向抽水蓄能電廠(買方)和可再生能源發電企業及燃煤火電企業、外來電(賣方)開放。

浙江省電力現貨市場采用的是集中式電力市場模式，即中長期差價合同+全電量現貨優化出清。根據浙江省電力市場模式的特點，抽水蓄能電站的低谷電量交易屬于其獨立參與電力市場交易的一種運營策略，主要可采用中長期差價合同，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貨交易的背景下，抽水蓄能電站可尋求與水電、新能源、區外來電，甚至燃煤火電簽訂合理的低谷電量交易差價合同。目前在現貨市場用戶不報量報價，負荷側統一節點電價作為出清價格[53]。在未來成熟的現貨市場中，市場用戶可以采取一定的交易策略參與報量報價。抽水蓄能電站進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 抽發損耗電量交易方式

抽水蓄能電站容量費用一般由電網公司、電力用戶和發電企業按照一定比例承擔，電網公司和電力用戶承擔的容量費用可通過銷售電價疏導，但由發電企業承擔的容量費用一直面臨難以疏導的困境。因此，發電企業承擔的容量費用可通過抽發損耗專項交易進行疏導。

抽發損耗電量按季度組織交易，具體交易方式為雙邊協商、集中競價，如圖3所示。優先組織雙邊協商交易，雙邊協商交易電量上限值不得超過政府核定的交易電量指標；按季度組織交易時，交易雙方需要提交分月交易電量、交易電價，雙邊協商交易后剩余季度交易核定電量參與集中競價交易；集中競價申報的交易電量、交易電價不得高于可申報上限值。交易申報時，發電企業申報交易電量、交易電價均為發電企業上網側數據。

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

抽發損耗電量交易中，燃煤發電企業通過市場交易增發電量，不計入燃煤發電企業年度發電計劃。替代方(燃煤發電企業)支付給抽水蓄能電站的差額電費=實際替代上網(落地)電量×(抽水蓄能轉讓上網電價-替代發電交易電價)。實際替代上網(落地)電量即為交易電量，抽水蓄能轉讓上網電價為燃煤電廠標桿上網電價，替代發電交易電價為替代交易出清電價。替代方在收取與電網結算費用及抽水蓄能電站提供的差額電費結算單后，將上月替代上網電量的差額電費支付給抽水蓄能電站。

3.2 現貨市場交易方式

3.2.1 現貨市場電能量交易方式

在電力現貨市場中，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、電網企業、電力交易機構、電力調度機構等。抽水蓄能電站由調度機構在D-2日安排D日抽水計劃，以便調度機構D-1準確公布負荷預測信息，具體如圖4所示。

圖4 抽水蓄能電站現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市場分別申報電量和電價，按照浙江的現貨市場出清規則進行統一出清。發電部分采用單側日申報，采用10級申報方式[54]。申報和出清電價包括環境保護和超低排放的成本。若抽水蓄能電站在日前市場關閘前未進行申報，則采用最近的交易日有效申報。

發電機組市場模式下電能收益以其所在發電側節點電價進行結算，依據“日前基準、實時差量”[55]的原則進行結算。抽水蓄能電站市場模式電能收益=日前市場電能收益+實時市場差量收益。其中，日前市場電能收益R日前等于日前市場出清價格P日前乘以出清電量Q日前。實時市場的電能收益R實時等于實時計量電量Q實時與日前市場出清電量Q日前的差值乘以實時市場出清價格P實時，計算公式為

R日前=P日前Q日前

(1)

R實時=(Q實時-Q日前)P實時

(2)

3.2.2 現貨市場輔助服務交易方式

由于目前輔助服務市場體制機制尚未健全[56]，并且輔助服務種類繁多[57]，以調頻為例，設計抽水蓄能電站參與輔助服務市場的交易方式。抽水蓄能電站參與調頻市場，由于其相對更優的調頻性能將成為標桿機組。抽水蓄能電站作為單一發電單元，在參與調頻市場時，調頻申報的內容包括調頻容量、調頻容量價格和調頻里程價格。調頻收入根據輔助服務市場的調頻容量費用和調頻里程費用加總得到總調頻費用。抽水電能量支出以負荷中心價格進行結算，按照“日前基準、實時差量、合約差價”的原則，疊加相關輸配電價進行結算。

如圖5所示，抽水蓄能電站可以在調頻市場競價中標，通過提供調頻服務可以獲得相應的調頻容量和調頻里程費用。調頻容量、調頻里程費用按日統計、按月進行結算，月度調頻容量費用和調頻里程費用的計算公式為

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

(3)

(4)

式中：n為每月現貨市場總的交易期數；Kb,i為發電單元在第i個交易周期的歷史調頻性能歸一化指標平均值；Qbc,i為該發電機組在第i個交易周期的中標調頻容量；Qbm,i為該發電機組在第i個交易周期的實際調頻里程；πbc,i為第i個交易周期的調頻容量結算價格；πbm,i為第i個交易周期的調頻里程結算價格。

4 實例測算

4.1 中長期市場交易測算

4.1.1 低谷抽水交易測算

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

假設抽水蓄能電站與另一市場主體簽訂了低谷電量交易差價合同，約定合同價格為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和電站購買抽水電量的平均度電成本計算公式為

低谷抽水電費=現貨價格×低谷抽水電量+

(合同價格-現貨價格)×

合同電量

(5)

平均度電成本=低谷抽水電費/低谷抽水電量

(6)

在此假設條件下，針對不同低谷抽水電量、低谷現貨價格條件下計算相應平均度電成本，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果，可總結得出以下交易策略。

(1)在現貨市場允許用戶報量報價且水庫存水可滿足白天高峰時段發電的情況下，當現貨市場高于差價合同價格時，抽水蓄能電站低谷購電價格申報應降低報價至接近簽訂的合同價格，那么抽水蓄能電站低谷中標電量將減少，可以達到降低平均購電成本的目標。

(2)反之，當現貨市場價格低于差價合同價格時，抽水蓄能電站低谷購電價格申報應提高報價至接近簽訂的合同價格，即申報較高的價格以提高中標電量，從而盡量多抽水，降低平均購電成本。

4.1.2 抽發損耗電量交易測算

以浙江省抽水蓄能電站2019年運營情況為例，根據2019年抽發損耗電量核定2020年抽水蓄能電站專項發電基數電量，抽水蓄能轉讓上網電價為燃煤電廠標桿上網電價415.30 元/(MW·h)，已知2019年浙江“關停替代”交易平均價格、抽水蓄能電站的抽水電量和上網電量，測算抽水蓄能電站參與抽發損耗專項交易獲得的收益，如表2所示。

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

以A抽水蓄能電站2019年上網電量為例，預計降低抽水蓄能發電度電成本=關停替代交易收益/年上網電量=0.037 5元。即，在抽發損耗電量市場化交易施行后，預計可降低A抽水蓄能電站單位發電成本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損耗電量市場化交易實現發電成本的降低。

因此，通過抽發損耗電量的市場化交易，抽水蓄能電站獲得核定抽發損耗電量的經濟補償，能夠在一定程度上降低抽水蓄能電站發電成本，提高抽水蓄能電站參與市場交易的積極性。同時，火電廠(或其他購買方)通過抽發損耗電量交易獲得發電權，也調動了各方參與低碳目標實現的積極性，發揮了一定的社會效益。

4.2 現貨市場交易測算

4.2.1 現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692.8元/(MW·h)為例(為當日的最高出清電價)，已知日前市場電量、計量上網電量、日前市場電價和實時市場電價，上網電價為621元/(MW·h)，容量費用為0元，計算A抽水蓄能電站參與現貨市場交易的電能量收益。A抽水蓄能電站計劃模式下的電能量結算價格為機組的上網電價。

(1)市場模式下的電能收益。根據“日前基準、實時差量”的原則，基于表3中的相關數據可以結算得到，A抽水蓄能電站現貨市場電能收益R1=日前市場電量×日前市場電價+(計量上網電量-日前市場電量)×實時市場電價=395 701元。

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

(2)計劃模式下的電能收益。基于相關數據可計算得到計劃模式下的電量收益R0=計量上網電量上網電價=621 000元；市場模式電量收益與計劃模式電量收益的差值ΔR=R1-R0=395 701-621 000=-225 299元。

基于實例測算結果可知，市場模式下A抽水蓄能電站的電能收益低于計劃模式下收益。在現貨市場試結算中，可以優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電收益不低于參與現貨市場之前的發電收益，引導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，剩余機組按分攤系數計算電能量返還資金。

4.2.2 現貨市場輔助服務交易測算

本算例測算抽水蓄能電站參與輔助服務調頻交易的市場收益。由于儲能電站尚未進入市場，抽水蓄能電站以其更優的調頻效果可作為標桿機組[59]。

抽水蓄能電站市場化輔助服務費用包括市場化輔助服務收入和分攤[16,60]。市場化輔助服務收入總和為參與結算試運行機組的市場化輔助服務收入總和，假設抽水蓄能電站A、燃煤機組C、燃氣機組D、水電機組E提供了市場化輔助服務，對應收入依次分別為15 000、5 000、270 000、29 700、300元，合計320 000元。

市場化輔助服務收入總和按照機組政府授權合約電費的比例在發電機組間進行分攤[61]。假設抽水蓄能電站A未參與電能量市場，沒有獲取政府授權合約，僅提供調頻服務，市場化輔助服務分攤依次都為0元。抽水蓄能電站市場化輔助服務費用如表4所示，對每個電站，市場化輔助服務費用=市場化輔助服務收入-市場化輔助服務分攤。

表4 抽水蓄能電站A市場化輔助服務費用及其構成Table 4 The market-orientedancillary service cost of pumped storage power station A and its composition

5 結論及政策建議

首先對國外抽水蓄能電站的運營模式進行了對比分析，總結了國外抽水蓄能電站運營管理的經驗；其次，梳理了中國抽水蓄能電站運營管理、電價機制的相關政策，指出了電改背景下，中國抽水蓄能電站運營和發展面臨的困境；接著，借鑒國外抽水蓄能電站運營管理的經驗，結合中國電力市場化改革的實際情況，設計了抽水蓄能電站參與市場化交易的多種機制；最后，以浙江省為例，對抽水蓄能電站市場化交易結果進行實例測算和對比分析。基于多場景下的測算結果，可以發現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營的綜合效益，促進電力市場化交易的平穩有序開展，保障電網安全穩定運行。

由于抽水蓄能電站投資成本較高，完全通過市場化運營回收成本需要較強的邊界條件。根據國際經驗，主要有以下幾個方面：一是具有完善的電能量市場，包括價格上下限合理設置、公平對待各類電源等；二是具有完善的輔助服務市場，包括調頻、備用、黑啟動、無功支持等多種交易品種，并且能夠體現響應效果等；三是具有容量市場或稀缺價格機制。而在電力市場化改革的過程中，由于市場機制尚不完善，抽水蓄能電站尚不具備完全通過市場化運行回收成本的條件。基于政策梳理分析和交易方式測算的結果，為提升電力市場環境下抽水蓄能電站運營效益，促進抽水蓄能電站長期健康發展，針對抽水蓄能電站參與源網荷儲互動交易提出了以下幾點政策建議。

5.1 近期建議

需要盡快理順抽水蓄能電價機制，新的電價機制出臺前應繼續執行兩部制電價。抽水蓄能成本分攤建議基于“誰受益、誰付費”的原則，容量電費通過向清潔能源發電商或電力用戶等受益方征收費用，用以補償電網公司采購抽水蓄能電站服務的成本。

(1)支持抽水蓄能電站的抽發損耗電量與燃煤機組開展發電權交易，并建立抽水蓄能電站成本補償的兜底機制，確保抽水蓄能能夠在市場化條件下能健康發展。

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

5.2 遠期建議

建立合理的市場準入機制，鼓勵和支持抽水蓄能在輔助服務市場提供調峰、調頻、備用和黑啟動等服務；建立一系列性能評價指標，對抽水蓄能電價的容量價值進行評估；建議完善輔助服務價格機制，允許抽水蓄能電站與機組聯合或作為獨立主體參與輔助服務交易，推動抽水蓄能電站進入輔助服務市場，逐步形成“按效果付費、誰受益誰付費”市場化定價機制，由市場平衡疏導抽水蓄能電站投資。