現(xiàn)階段多省消納抽蓄電站市場化運(yùn)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(yù)測負(fù)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(guān)部門規(guī)定的分電比例分解到各省聯(lián)絡(luò)線執(zhí)行。這種做法延續(xù)了數(shù)十年，也得到政府相關(guān)部門和省級調(diào)度機(jī)構(gòu)的認(rèn)可。但是近年來，隨著風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)的迅猛增長和電力市場建設(shè)的快速推進(jìn)，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(fù)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(yù)測負(fù)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(fēng)光新能源出力情況不同、省內(nèi)機(jī)組檢修情況不同等因素影響，省級電網(wǎng)凈負(fù)荷曲線形狀與區(qū)域電網(wǎng)負(fù)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(jī)較大的省調(diào)要求抽蓄電站抽水，而光伏裝機(jī)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(jī)組發(fā)電、部分抽蓄機(jī)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(guān)部門認(rèn)為其承擔(dān)了份額內(nèi)抽蓄機(jī)組的容量成本，但是并沒有完全享受這部分抽蓄容量的運(yùn)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(jìn)行抽發(fā)運(yùn)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(jī)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(jìn)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(dǎo)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(jì)引導(dǎo)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(jì)的可能性。建立相應(yīng)的抽蓄容量跨省轉(zhuǎn)讓市場機(jī)制本是體現(xiàn)大電網(wǎng)互聯(lián)互濟(jì)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(rèn)為應(yīng)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(dá)10元/千瓦時。這個電價遠(yuǎn)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(yīng)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(jì)市場機(jī)制的最大堵點(diǎn)。
多省消納抽蓄電站運(yùn)行和容量成本分?jǐn)倷C(jī)制的改進(jìn)建議
針對多省消納抽蓄電站在運(yùn)行和容量成本分?jǐn)倷C(jī)制方面存在的問題，在考慮歷史和國情的基礎(chǔ)上，提出以下兩方面改進(jìn)建議：
以按需調(diào)用為原則改進(jìn)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(jìn)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(jìn)的優(yōu)點(diǎn)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(fēng)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(jī)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(bǔ)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(jī)組停機(jī)。同樣是抽蓄機(jī)組停機(jī)，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(jìn)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(yīng)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(bǔ)帶來的增量社會福利，可以按照平分或其他原則分?jǐn)傊粮魇≌{(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(yīng)份額容量的其他省調(diào)沒有申報使用需求，這個機(jī)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(fèi)。
以按實分?jǐn)倿樵瓌t改進(jìn)多省消納抽蓄電站容量成本分?jǐn)倷C(jī)制
目前，多省消納抽蓄電站容量成本分?jǐn)偙壤c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?jǐn)偟娜萘砍杀緹o法通過優(yōu)化運(yùn)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(yùn)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?jǐn)偞蚱片F(xiàn)有的固定分?jǐn)偙壤?，改為根?jù)各省年度實際利用小時數(shù)比例進(jìn)行分?jǐn)?，以體現(xiàn)“多用多分”的市場原則，這將促進(jìn)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(jì)激勵信號，準(zhǔn)確引導(dǎo)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(jìn)行分?jǐn)?，其?0%容量成本仍然按照現(xiàn)有辦法分?jǐn)?，然后逐年提高按實分?jǐn)偙壤?，直至最終實現(xiàn)完全按實分?jǐn)偂膶嵤┬Ч戏治?，按實分?jǐn)傇谝欢ǔ潭壬象w現(xiàn)了多省消納抽蓄電站容量的省間互濟(jì)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(shè)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(xué)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(guān)部門和社會各界的高度關(guān)注。在考慮新型電力系統(tǒng)建設(shè)和電力現(xiàn)貨市場推進(jìn)這兩個最重要影響因素的基礎(chǔ)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(diǎn)問題進(jìn)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(yīng)該讓市場決定
隨著風(fēng)光裝機(jī)的快速增長，負(fù)荷峰谷差日益加大，電網(wǎng)安全運(yùn)行的難度也隨之增大，這是近年來抽蓄電站建設(shè)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(diǎn)之一。但是我們應(yīng)該清楚地認(rèn)識到，電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下負(fù)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(fù)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(diǎn)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(dǎo)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(shè)的深入推進(jìn)，在不遠(yuǎn)的將來，用戶側(cè)將直接按節(jié)點(diǎn)電價結(jié)算。此時，節(jié)點(diǎn)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(fù)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(fù)荷將減小，低價時段用電負(fù)荷將增加。電網(wǎng)運(yùn)行的峰谷差將因市場負(fù)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(fù)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(dāng)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(shè)的巨大投資，也沒有后續(xù)的折舊費(fèi)用和運(yùn)行費(fèi)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(jìn)輸配電價，為何功能相同的電化學(xué)儲能電站容量成本不能進(jìn)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(yùn)行后將使得省級電網(wǎng)輸配電價不堪重負(fù)，長期來看可能難以為繼。
抽蓄電站參與的市場品種應(yīng)該多元化
目前，國內(nèi)試點(diǎn)的省級電力市場均采用節(jié)點(diǎn)電價體系。節(jié)點(diǎn)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(jī)組按照邊際成本報價。在新型電力系統(tǒng)中，由于風(fēng)光機(jī)組占比上的絕對優(yōu)勢，市場出清的邊際機(jī)組通常是風(fēng)光機(jī)組，而風(fēng)光機(jī)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(fēng)光等新能源機(jī)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(fēng)光機(jī)組難以提供合格的輔助服務(wù)，從而使得目前電力系統(tǒng)中稀松平常的輔助服務(wù)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(wù)價格通常占電能價格的3%～5%，在新型電力系統(tǒng)建設(shè)背景下，這個占比將大幅上升，甚至可能出現(xiàn)輔助服務(wù)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(diǎn)，抽蓄電站必須充分發(fā)揮自身機(jī)組響應(yīng)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(diǎn)電價的差價。在目前負(fù)荷側(cè)尚未放開的情況下，差價空間較大;當(dāng)負(fù)荷側(cè)放開后，一方面隨著用戶對電價激勵的自主響應(yīng)，電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差的量必定減小，另一方面隨著抽蓄電站、電化學(xué)儲能電站的不斷投產(chǎn)，靈活性調(diào)峰資源的供應(yīng)將持續(xù)增加。在需求減少、供應(yīng)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(wù)市場。利用抽蓄電站響應(yīng)速度快、調(diào)節(jié)精度高的自身技術(shù)特點(diǎn)提供優(yōu)質(zhì)的輔助服務(wù)。在某些輔助服務(wù)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(wù)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(wù)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(wù)市場尚未建立。電力輔助服務(wù)市場應(yīng)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(shè)機(jī)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(jī)組容量電價機(jī)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(shè)前提下，抽蓄電站作為可以頂峰發(fā)電的電源理應(yīng)享有容量市場收益。在容量市場，抽蓄電站應(yīng)該和火電機(jī)組享有同等待遇;對于存量抽蓄電站，由政府相關(guān)部門制定標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行容量補(bǔ)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(wù)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(guān)輔助服務(wù)市場建設(shè);其二是深入研究相關(guān)輔助服務(wù)市場并做好相應(yīng)的人才儲備。
