【摘 要】本文分析了我国抽蓄发展现行电价政策存在的问题，根据中发[2015]9号文的要求，对我国抽水蓄能电站的电价形成机制进行了研究。提出：在电力市场完全建立之前，为保证电网的安全经济运行而建设的抽水蓄能电站上网电价按“发改价格【2014】1763号”执行，为配合核电和风电运行而建设的抽水蓄能电站电价形成机制，根据国家有关电价政策协商确定；电力市场完全建立后，所有的抽水蓄能电站既可以提供满足电网的安全经济运行的辅助服务获得收益，也可以在电能市场上买入低价电、售出高价电获得收益。
【关键词】抽水蓄能电站；电价形成机制；核电；风电
一、研究背景
目前，我国抽水蓄能电站的电价机制还不够完善，新建设抽水蓄电站的电价按“国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知（发改价格【2014】1763号）”执行。
2015年中共中央、国务院颁发了9号文《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》：
（1）分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。
（2）引导市场主体开展多方直接交易。
（3）鼓励建立长期稳定的交易机制。构建体现市场主体意愿、长期稳定的双边市场模式，任何部门和单位不得干预市场主体的合法交易行为。
（4）建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制。
随着可再生能源和核电站的发展、燃煤机组调峰能力的提高，抽水蓄能电站的作用从提供保证电网安全稳定运行的辅助服务转变为：在提供辅助服务为用户服务的同时，向可再生能源发电企业和核电发电企业提供服务，用以提高这些发电企业的经济效益。发改价格【2014】1763号只是考虑了抽水蓄能电站向电网提供保证电网安全稳定运行的辅助服务的价格形成机制，没有考虑向可再生能源发电企业和核电发电企业提供的服务的价格形成机制，也没有充分反映中发【2015】9号文的要求。因此，需要根据抽水蓄能电站在电网中的作用，进一步研究抽水蓄能电站电价的形成机制。
二、抽水蓄能电站的作用分析
抽水蓄能电站在电力系统中的作用主要体现在以下几个方面：
1.保证电网的安全经济运行，提高用户的用电质量
2.配合核电站的运行
核电是一种安全、清洁、经济、可靠的能源，从满足电力需求、调整能源结构、优化能源布局、保护生态环境等方面来看，大力发展核电已经成为我国解决能源问题的一项重要措施。核电具有建设成本高、运行成本低、发电出力变化困难的特点，且核电的运行特点与用户用电特点匹配性较差，一般需要建设抽水蓄能电站与之配合。
3.配合风电站的运行
随着中国风电装机容量的快速增加和风电场规模的不断扩大，风电对电网安全运行的影响日益显现。风电与常规电源不同，风电出力的波动性和随机性给电网调度运行带来新的问题。因此，风电的装机规模扩大后，就会出现以下两种情况：第一种，为了保证电网的安全运行，需要风电弃风调峰；第二种，为了减少风电弃风建设抽水蓄能电站。
三、抽水蓄能电站的电价形成机制
1.电力市场完全建立之前抽水蓄能电站的电价形成机制
（1）为保证电网的安全经济运行、提高用户用电质量而建设的抽水蓄能电站电价形成机制
为满足电网的安全经济运行建设的抽水蓄能电站的受益者是电力系统的所有用电用户，抽水蓄能电站的投资费用和运行费用应由所有的用电用户承担。该类抽水蓄能电站的上网电价按“发改价格【2014】1763号”执行；电网企业据此向抽水蓄能电站支付费用，同时转向用户收取该费用和其他辅助服务费用。
（2）配合核电运行建设的抽水蓄能电站电价形成机制
①电价形成机制。配合核电站运行而建设的抽水蓄能电站受益者是核电站，其电价形成机制如下：
为满足电网的调峰要求，核电站需要向抽水蓄能电站购买调峰容量。抽水蓄能电站执行两部制电价，容量电价（或固定租赁费）和电量电价。容量电价由核电站向抽水蓄能电站支付，抽水蓄能电站的发电电量按核电站的上网电价或发电高峰电价卖给电网或用户，抽水蓄能电站的抽水电量全部由核电站提供。
抽水蓄能电站的购电价=[（抽水蓄能电站的上网电价-抽水蓄能电站的变动成本）×（1-厂用电率）×转换效率-输配电价]×（1-输电线损率）。
②算例。若核电站的装机容量为4*1250MW，根据电网的要求，电站一般要有50%的调峰能力，则核电站需要向抽水蓄能电站购买1250MW的调峰容量。核电站的标杆电价为每千瓦0.43元。
某抽水蓄能电装机容量1800MW，单机容量300MW，日发电5h，年发电量30.11亿kWh。第一台机组发电60个月、总工期80个月。工程总投资705597万元，单位千瓦静态投资3920元/kW，分年度投资右上表。
抽水蓄能电站的厂用电率2%、电能转换效率75%、高压输电损耗取值2%；固定运行成本包括工资费用、材料费、修理费和其他费用，取值120元/年・千瓦；抽水蓄能电站的变动成本主要包括抽水电费、水费、库区移民扶持基金和库区维护费，水费、库区移民扶持基金和库区维护费按每千瓦时供电量0.005元考虑。
由于抽水蓄能电站在电网低谷时段抽水，不会增加电网的投资。因此，此输配电价应只包括少量的运行成本，按每千瓦时输电量0.01元考虑。
当资本金内部收益率按8%考虑时，抽水蓄能电站的容量电价为每年每千瓦647元。 其从核电站的购电价=[（0.43-0.005）×（1-2%）×0.75-0.01]×（1-2%）=0.2963元。
抽水蓄能电站建设1800MW的规模，可以卖给核电站1250MW，其他容量可以用于配合风电运行。核电站购买抽水蓄能1250MW容量后，每年支付8.09亿元的费用。核电站购买抽水蓄能电站的容量后，按额定容量运行。核电站按额定容量运行和调峰运行相比，将获得如下效益：
①增加售电收入：购电量×购电价=20.91/（1-2%）/（1-2%）×0.2963=6.45亿元
②燃料费损耗及乏燃料处理费减少：0.9656亿元/年
③减少设备维修费：2.795亿元/年
④因增加发电天数而增加发电收入：9.75*0.43=4.19亿元。
如果核电站按额定容量运行比按调峰运行增加的收入大于支付给抽水蓄能电站的容量费用，则核电购买抽水蓄电站发电容量。否则，不购买。抽水蓄能电站如果从核电站得到的容量电费收入能够回收投资和运行成本，则将其发电容量卖给核电站，容量电价按“发改价格【2014】1763号”执行，也可以由抽水蓄能电站和核电站协商确定。抽水蓄能电站的上网电价既可以按国家核定的核电上网电价或发电高峰电价执行，也可以由抽水蓄能电站、核电站与用户协商确定。抽水蓄能电站从核电站的购电价由双方根据抽水蓄能电站的上网电价协商确定。
（3）配合风电运行建设的抽水蓄能电站电价形成机制
①电价形成机制。配合风电运行而建设的抽水蓄能电站的目的是减少风电的弃风电量，受益者是风电企业。该类别抽水蓄能电站的电价形成机制如下：
抽水蓄能电站上网电价为标杆燃煤机电价（含脱硫、脱销及除尘）或高峰发电电价。抽水蓄能电站可用于配合风电运行的装机容量所需要的抽水电量全部来源于风电发电量。购电价计算方法：
购电价=[（抽水蓄能电站的上网电价-抽水蓄能电站回收投资费用和固定运行费价格-抽水蓄能电站的变动成本）×（1-厂用电率）×转换效率-输配电价]×（1-输电线损率）。
②算例。辽宁电网的燃煤机组的标杆电价为每千瓦时0.3863元。抽水蓄能电站的数据同左表。抽水蓄能电站的容量电价折算成电量电价为0.3916元/千瓦时。
抽水蓄能电站从风电场的购电价=[（0.3863-0.3916-0.005）×（1-2%）×0.75-0.01]×（1-2%）=-0.01722元。
如果抽水蓄能电站的实际抽水电价不高于按上式计算的抽水电价，则投资者将建设抽水蓄能电站消纳风电电量。如果实际购电电价加上风电标杆电价再减去标杆燃煤机电价大于零，则风电场愿意把弃风电量卖给抽水蓄能电站。
辽宁电网的风电属于Ⅳ类资源区，标杆上网电价为每千瓦0.61元，与燃煤机组的标杆电价的差价为0.2237。如果风电弃风1千瓦时的收入为0，以每千瓦时-0.02元的价格把电卖给抽水蓄能电站，将得到0.2037元的收入。
对于国家来说，由于抽水蓄能发电30.11亿kWh，将减少燃煤机组发电量30.11×（1-抽水蓄能电站的厂用电率）/（1-燃煤机制的厂用电率）=30.11×（1-2%）/（1-6%）=31.39亿kWh。
在计算抽水蓄能电站的购电量时，应注意：抽水蓄能的库容有限，并不是所有的弃风电量都可以被抽水蓄能电站通过抽水储存起来。
抽水蓄能电站的上网电价既可以按国家核定的燃煤机组的标杆电价或发电高峰电价执行，也可以由抽水蓄能电站与用户协商确定。抽水蓄能电站从风电企业的购电价由双方根据抽水蓄能电站的上网电价协商确定。
2.电力市场完全建立后抽水蓄能电站电价形成机制
电力市场完全建立后，电网从辅助服务市场上购买各种辅助服务。抽水蓄能电站、其他发电企业和用户都可以在辅助服务市场上出售各种辅助服务。在能量市场上，抽水蓄能电站在电网低谷时段买入低价电，在高峰时段售出高价电获得收益。在电网低谷时段，发电企业为了减少停机费用或弃风电量，通常电价非常低；而在高峰时段发电，电价比较高。抽水蓄能电站参与辅助服务市场竞争，还是参与能量市场竞争完全由抽水蓄能电站决定。投资者是否建设抽水蓄能电站也完全由投资者根据市场行情决定。
四、结论
1.电力市场完全建立之前，应根据抽水蓄能电站的作用制定不同的回收机机制。（1）为保证电网的安全经济运行而建设的抽水蓄能电站的上网电价按“发改价格【2014】1763号”执行，电网支付给抽水蓄能电站的费用由电网内的所有用户承担。（2）配合核电和风电运行而建设的抽水蓄能电站的电价形成机制是抽水蓄能电站、核电站、风电场和用户，根据国家有关电价政策协商确定。
2.电力市场建立后，所有的抽水蓄能电站既能提供满足电网的安全经济运行的辅助服务，获得收益，也能够在电网低谷时段买入低价电、在高峰时段售出高价电获得收益。抽水蓄能提供的辅助服务产生的费用，由电力系统的所有用电用户支付。
参考文献：
[1]郭滨传，尚大俭，严帆等.核蓄一体化运营模式的探究[J]，抽水蓄能电站工程建设文集，2010
[2]郑爱民，周脉玉等.抽水蓄能电站在不同市场阶段的定价方法和经营策略探讨[J]，中国物价，2008年1期：42-45
