現(xiàn)階段多省消納抽蓄電站市場化運行存在的問題
目前，在省間電力現(xiàn)貨市場出清后，網(wǎng)調(diào)根據(jù)次日全網(wǎng)預測負荷統(tǒng)一制定所有多省消納抽蓄電站的抽發(fā)電力曲線，按照政府相關部門規(guī)定的分電比例分解到各省聯(lián)絡線執(zhí)行。這種做法延續(xù)了數(shù)十年，也得到政府相關部門和省級調(diào)度機構(gòu)的認可。但是近年來，隨著風光發(fā)電裝機的迅猛增長和電力市場建設的快速推進，這種做法存在的問題和引發(fā)的矛盾也日益明顯。
分省抽發(fā)電力曲線未能很好地滿足省級電網(wǎng)負荷需求
多省消納抽蓄電站抽發(fā)電力曲線制定的依據(jù)是區(qū)域電網(wǎng)預測負荷曲線。但是從省級電網(wǎng)角度考慮，由于受各省外購電情況不同、風光新能源出力情況不同、省內(nèi)機組檢修情況不同等因素影響，省級電網(wǎng)凈負荷曲線形狀與區(qū)域電網(wǎng)負荷曲線形狀必然不同，因此，對抽蓄電站的抽發(fā)時間、抽發(fā)出力的要求也不盡相同。也就是說，網(wǎng)調(diào)下發(fā)的分省抽發(fā)電力曲線是固定的，沒有考慮省調(diào)的個性化需求，事實上也無法考慮分省個性化需求，因為不同省份之間的個性化需求可能是矛盾的。例如在中午時段，光伏裝機較大的省調(diào)要求抽蓄電站抽水，而光伏裝機較小的省調(diào)可能要求抽蓄電站發(fā)電，而這種同一時段部分抽蓄機組發(fā)電、部分抽蓄機組抽水的做法，因為損害了社會福利是被禁止的。從自身角度出發(fā)，部分省調(diào)甚至省級政府相關部門認為其承擔了份額內(nèi)抽蓄機組的容量成本，但是并沒有完全享受這部分抽蓄容量的運行收益，對此頗有微詞。
多省消納抽蓄電站利用小時數(shù)偏高
多省消納抽蓄電站抽發(fā)電力曲線每日制定，也就是說，抽蓄電站每天都要進行抽發(fā)運行。事實上，一年中除了在保供和保消納時段抽蓄電站必須調(diào)用且抽蓄容量不夠用外，在其余大部分時段電網(wǎng)的調(diào)峰需求完全可以通過火電機組正常出力調(diào)整來滿足，這個代價是非常小的。在無需調(diào)用抽蓄電站進行調(diào)峰的時段調(diào)用抽蓄，其代價是損失20%～25%左右的抽發(fā)轉(zhuǎn)換電量，這意味著帶來巨額社會福利的損失。此外，無效的抽蓄調(diào)用還將導致抽蓄電站年度利用小時數(shù)虛高，給抽蓄電站規(guī)劃投資發(fā)出錯誤的經(jīng)濟引導信號。
抽蓄份額容量跨省轉(zhuǎn)讓困難
在部分時段，部分省份可能無須使用份額內(nèi)抽蓄容量，這就存在抽蓄容量省間互濟的可能性。建立相應的抽蓄容量跨省轉(zhuǎn)讓市場機制本是體現(xiàn)大電網(wǎng)互聯(lián)互濟優(yōu)勢、優(yōu)化電力資源配置的好事，但是在實踐過程中遇到了較大困難。抽蓄容量轉(zhuǎn)讓的本質(zhì)是抽發(fā)電能轉(zhuǎn)讓，出讓省份認為應該在出讓時段考慮容量成本的回收，否則就是省份利益流失。由于抽蓄電站的容量成本巨大，且轉(zhuǎn)讓時段有限，因此，平攤?cè)萘砍杀竞笳鬯愕碾娔苻D(zhuǎn)讓價格居高不下，甚至可能高達10元/千瓦時。這個電價遠高于省間電力現(xiàn)貨市場和省級電力現(xiàn)貨市場的出清限價，也高于需求側(cè)響應電價。在這種情況下，抽蓄容量受讓省份將對受讓抽蓄容量失去興趣，轉(zhuǎn)而通過購買其他途徑更低價的電能來滿足省內(nèi)需求。這是抽蓄份額容量跨省轉(zhuǎn)讓面臨的最大困難，也是建立抽蓄容量省間互濟市場機制的最大堵點。
多省消納抽蓄電站運行和容量成本分攤機制的改進建議
針對多省消納抽蓄電站在運行和容量成本分攤機制方面存在的問題，在考慮歷史和國情的基礎上，提出以下兩方面改進建議：
以按需調(diào)用為原則改進多省消納抽蓄電站調(diào)用流程
在多省消納抽蓄電站抽發(fā)電力曲線制定方面，建議改目前網(wǎng)調(diào)單方制定模式為網(wǎng)調(diào)省調(diào)共同制定模式，具體做法為：省調(diào)根據(jù)個性化需求在份額容量內(nèi)自行制定抽發(fā)平衡的抽發(fā)電力曲線上報網(wǎng)調(diào)，網(wǎng)調(diào)對所有省調(diào)上報曲線進行平衡修改后，最終確定需要物理執(zhí)行的抽蓄電站抽發(fā)電力曲線。這個改進的優(yōu)點是，其一滿足了省調(diào)個性化需求;其二避免了分散決策可能帶來的安全風險，網(wǎng)調(diào)在平衡修改時可以考慮抽發(fā)電量上限約束，避開抽蓄機組振動區(qū)等安全問題;其三釋放了巨大的社會福利，不同省調(diào)個性化需求之間存在互補的可能性。例如在某時段，A省調(diào)要求抽水10萬千瓦，B省調(diào)要求發(fā)電10萬千瓦，網(wǎng)調(diào)平衡結(jié)果是抽蓄機組停機。同樣是抽蓄機組停機，現(xiàn)行做法是A省和B省的口子計劃變量為0，兩個省調(diào)的個性化需求均未滿足。而改進做法是A省口子計劃變量為-10，B省口子計劃變量為10，兩個省調(diào)的個性化需求均得到滿足。網(wǎng)調(diào)在平衡省調(diào)需求后，抽水電量必然大于發(fā)電量對應的所需抽水電量，需要調(diào)減抽水電量，這實質(zhì)上是個性化需求互補帶來的增量社會福利，可以按照平分或其他原則分攤至各省調(diào)。需要指出的是，在有需求的時段，省調(diào)可以突破自己的份額容量來制定抽發(fā)電力曲線，前提是擁有相應份額容量的其他省調(diào)沒有申報使用需求，這個機制既保證了抽蓄容量的按需調(diào)用，又避免了抽蓄容量的浪費。
以按實分攤為原則改進多省消納抽蓄電站容量成本分攤機制
目前，多省消納抽蓄電站容量成本分攤比例與分電比例相同，均是固定不變。相比電量成本，抽蓄電站的容量成本要大得多。因此，分攤的容量成本無法通過優(yōu)化運營來改變，這個事實在一定程度上抑制了省調(diào)優(yōu)化抽蓄容量運行的積極性，也造成了部分時段的無效調(diào)用。在抽蓄電站抽發(fā)曲線改由省調(diào)個性化制定之后，建議抽蓄電站容量成本分攤打破現(xiàn)有的固定分攤比例，改為根據(jù)各省年度實際利用小時數(shù)比例進行分攤，以體現(xiàn)“多用多分”的市場原則，這將促進對抽蓄容量的有效調(diào)用，減少無效調(diào)用帶來的社會福利損失。此外，真實有效的利用小時數(shù)將發(fā)出正確的經(jīng)濟激勵信號，準確引導抽蓄電站的中長期規(guī)劃投資。在改革初期，為了避免省間利益的過大調(diào)整，可以考慮先從多省消納抽蓄電站容量成本中拿出10%按照實際利用小時數(shù)比例進行分攤，其余90%容量成本仍然按照現(xiàn)有辦法分攤，然后逐年提高按實分攤比例，直至最終實現(xiàn)完全按實分攤。從實施效果上分析，按實分攤在一定程度上體現(xiàn)了多省消納抽蓄電站容量的省間互濟能力。
電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下抽蓄電站的發(fā)展模式探討
抽蓄電站作為發(fā)電側(cè)靈活性調(diào)節(jié)資源，其在新型電力系統(tǒng)建設中占有重要地位。截至目前，考慮全壽命周期的抽蓄電站度電成本仍然低于電化學儲能度電成本。因此，抽蓄電站的發(fā)展前景光明，其在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下的發(fā)展模式受到了政府相關部門和社會各界的高度關注。在考慮新型電力系統(tǒng)建設和電力現(xiàn)貨市場推進這兩個最重要影響因素的基礎上，以下對抽蓄電站在電力市場化改革中發(fā)展的數(shù)個熱點問題進行分析探討并提出初步結(jié)論，以期拋磚引玉，共同推動抽蓄電站的高質(zhì)量發(fā)展。
抽蓄電站的發(fā)展前景應該讓市場決定
隨著風光裝機的快速增長，負荷峰谷差日益加大，電網(wǎng)安全運行的難度也隨之增大，這是近年來抽蓄電站建設加速的主要原因，也是國家政策將抽蓄電站容量成本納入省級電網(wǎng)輸配電價回收的主要考量點之一。但是我們應該清楚地認識到，電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下負荷峰谷差仍然巨大的主要原因是電力市場化改革還沒有完全到位，負荷側(cè)未能真正參與市場調(diào)節(jié)。國內(nèi)現(xiàn)貨市場普遍采用用戶側(cè)報量不報價和發(fā)電節(jié)點加權(quán)平均電價作為用戶側(cè)統(tǒng)一電價的方式，這使得市場出清電價無法有效傳導至用戶側(cè)，電價激勵信號在用戶側(cè)出現(xiàn)失靈。隨著電力現(xiàn)貨市場建設的深入推進，在不遠的將來，用戶側(cè)將直接按節(jié)點電價結(jié)算。此時，節(jié)點電價調(diào)節(jié)用電行為的功效將真正發(fā)揮出來。在電價激勵下，負荷將自動調(diào)節(jié)用電曲線以謀求收益最大化，高價時段用電負荷將減小，低價時段用電負荷將增加。電網(wǎng)運行的峰谷差將因市場負荷用電行為的改變而變小。換句話說，在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下，具有負荷價格彈性的用戶就是抽蓄電站最大的競爭對手，并且與抽蓄電站相比，用戶參與調(diào)峰的優(yōu)勢相當明顯，其一是不存在抽發(fā)轉(zhuǎn)換帶來的20%～25%的電能損耗;其二是節(jié)省了抽蓄電站建設的巨大投資，也沒有后續(xù)的折舊費用和運行費用。
可見，在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下我們是否需要抽蓄電站，需要多大容量規(guī)模的抽蓄電站，這些問題的答案最終將取決于用戶的選擇。如果用戶對電價敏感，積極參與調(diào)峰，那么電網(wǎng)的峰谷差將變小，峰谷價差也將隨之變小，此時抽蓄電站的功能和發(fā)展空間將十分有限。反之，如果用戶對電價不敏感，不愿意參與調(diào)峰，那么巨大的峰谷價差將為抽蓄電站提供足夠的發(fā)展空間。此外，目前抽蓄電站容量成本計入輸配電價的做法可能也存在爭議。首先是公平性問題，抽蓄電站容量成本能進輸配電價，為何功能相同的電化學儲能電站容量成本不能進輸配電價?其次由于單個抽蓄電站投資巨大，大量抽蓄電站投產(chǎn)運行后將使得省級電網(wǎng)輸配電價不堪重負，長期來看可能難以為繼。
抽蓄電站參與的市場品種應該多元化
目前，國內(nèi)試點的省級電力市場均采用節(jié)點電價體系。節(jié)點電價實質(zhì)上是統(tǒng)一邊際電價的高級形式。統(tǒng)一邊際電價鼓勵發(fā)電機組按照邊際成本報價。在新型電力系統(tǒng)中，由于風光機組占比上的絕對優(yōu)勢，市場出清的邊際機組通常是風光機組，而風光機組的邊際成本為零。也就是說，在新型電力系統(tǒng)發(fā)展后期，風光等新能源機組之間的市場競爭將促使市場出清電價趨于零。
由于新能源發(fā)電的能量來源存在高度不確定性，風光機組難以提供合格的輔助服務，從而使得目前電力系統(tǒng)中稀松平常的輔助服務將變成新型電力系統(tǒng)中的稀缺資源，其價格有可能大幅上漲。目前，輔助服務價格通常占電能價格的3%～5%，在新型電力系統(tǒng)建設背景下，這個占比將大幅上升，甚至可能出現(xiàn)輔助服務價格與電能價格倒掛的情況。
綜合考慮新型電力系統(tǒng)中的市場特點，抽蓄電站必須充分發(fā)揮自身機組響應速度快、無最小技術(shù)出力約束等固有技術(shù)優(yōu)勢，積極參與多品種市場競爭。
電力現(xiàn)貨市場。這是目前國內(nèi)抽蓄電站參與的主要市場品種，抽蓄電站以報量報價或者報量不報價(價格接受者)的方式參與，通過抽水與發(fā)電工況的轉(zhuǎn)換，賺取不同時段節(jié)點電價的差價。在目前負荷側(cè)尚未放開的情況下，差價空間較大;當負荷側(cè)放開后，一方面隨著用戶對電價激勵的自主響應，電網(wǎng)負荷峰谷差的量必定減小，另一方面隨著抽蓄電站、電化學儲能電站的不斷投產(chǎn)，靈活性調(diào)峰資源的供應將持續(xù)增加。在需求減少、供應增加的市場環(huán)境下，指望差價空間變大是不現(xiàn)實的，因此，單靠電力現(xiàn)貨市場收益可能難以“養(yǎng)活”抽蓄電站。
電力輔助服務市場。利用抽蓄電站響應速度快、調(diào)節(jié)精度高的自身技術(shù)特點提供優(yōu)質(zhì)的輔助服務。在某些輔助服務品種上，抽蓄電站存在天然優(yōu)勢。抽蓄電站可以參與的輔助服務市場包括：轉(zhuǎn)動慣量市場、一次調(diào)頻市場、AGC調(diào)頻市場、備用市場和爬坡市場。此外，抽蓄電站還能提供不適合市場競爭的輔助服務品種，如無功支持、黑啟動等。在轉(zhuǎn)動慣量市場、一次調(diào)頻市場和爬坡市場，抽蓄電站具有明顯競爭優(yōu)勢，只是目前在國內(nèi)前兩個輔助服務市場尚未建立。電力輔助服務市場應該是抽蓄電站未來主攻的市場方向。
容量市場。在國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場電價上限偏低的情況下，必須考慮建設機組容量成本回收的容量市場。近期，國家發(fā)改委出臺的煤電機組容量電價機制就是容量市場的一種表現(xiàn)形式。在容量成本不計入輸配電價假設前提下，抽蓄電站作為可以頂峰發(fā)電的電源理應享有容量市場收益。在容量市場，抽蓄電站應該和火電機組享有同等待遇;對于存量抽蓄電站，由政府相關部門制定標準進行容量補償;對于增量抽蓄電站，可直接參與容量市場競價出清。
在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下，抽蓄電站的收入來源將呈現(xiàn)多樣化，但輔助服務市場可能是抽蓄電站最重要的利潤來源，建議抽蓄電站做好兩件事：其一是積極呼吁推動轉(zhuǎn)動慣量等相關輔助服務市場建設;其二是深入研究相關輔助服務市場并做好相應的人才儲備。
