摘要：在现阶段及电力市场化过程中，抽水蓄能电站收益主要包含容量收益、电量收益和辅助服务收益三部分。电量电价通过竞争方式形成，现货市场通过价格信号引导抽水蓄能电站充分发挥调峰填谷作用，促进新能源消纳。在电力市场改革及建设新型电力系统背景下，本文测算了与现货市场相衔接的峰谷分时电价，以峰谷分时电价下的抽水蓄能电站电量收益为切入点，结合容量电价及收益分享机制，推求了面向现货市场抽水蓄能电站资本金内部收益。结果表明，如执行峰谷分时电价政策，抽水蓄能电站电量收益可观，但其中由抽水蓄能电站分享的比例不高，因此从财务角度看电站综合效益提升有限。本文研究结果可为抽水蓄能电站建设管理单位提供决策支持，在电价政策制定和电站资源优化配置方面具有重要意义。

关键词：抽水蓄能；现货市场；峰谷电价；两部制电价；电量收益

一、研究背景

随着风、光等新能源大规模高比例发展，系统对调节电源的需求愈加迫切[1]。抽水蓄能电站具有调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用和黑启动等多种功能，是当前及未来一段时间满足电力系统调节需求的重要保障[2]。在本次抽水蓄能建设高峰之初[3-4]，国家发展改革委就发布了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）（以下简称633号文）[5]，从价格方面进一步促进了抽水蓄能的建设发展以及综合效益发挥。

张森林[6]认为容量电价核定办法明确，稳定了社会资本投资收益的可预期性，鼓励了社会资本积极参与抽水蓄能电站投资建设。并认为从国家能源主管部门对抽水蓄能电站改革的态度看，以管制性容量定价为主体的两部制电价只是过渡阶段，而不是最终目标，抽水蓄能电站未来还是应该参与电力市场，由电力市场来促进、引导抽水蓄能电站灵活调节和获取收益，这才是我国电力市场化改革的导向。段敬东[7]认为抽水蓄能电站的建设宜选择基础电价高、调峰需求高、电力市场较为完善的地区，合理确定在电力系统中的工作位置，保障抽水发电盈利。乔洪奎等[8]认为抽水蓄能的抽水电量越大，其“绿色”“低碳”特性就越明显，其电量电价收益就应该越大。在保持抽水蓄能容量电价不变的前提下，应调整提升抽水蓄能电量电价，通过单列抽水蓄能标杆电价，提升其“发电电量标杆电价”或降低“抽水电量标杆电价”，合理保护已建综合效率低于75%抽水蓄能电量电价收益。张钰[9]认为要制定符合市场化改革方向的辅助服务定性和定量相结合的评价评估体系，建立健全多元化补偿机制，并大力支持电站平等参与电力中长期交易、现货市场交易。黄汉权等[10]认为一方面，政府对抽水蓄能电站提供辅助服务价格进行干预，在明晰抽水蓄能功能定位和经济学属性基础上，完善其价格形成机制，对抽水蓄能电站实行政府定价管理，对于具有公共品性的容量电价应通过输配电价回收。另一方面，要以能否提高资源配置效率、降低电力系统辅助服务成本为前提，谨慎推进抽水蓄能市场化运营模式改革。特别是我国没有完善的区域性的电能量市场和辅助服务市场，服务于区域的抽水蓄能电站暂不具备脱离电力调度机构，从市场自由获取收益的条件，宜主要采用电网租赁制经营模式。汪致洵等[11]假设H省抽水蓄能参与电力现货市场交易，按照分享机制虽然抽水蓄能电站的年容量收入降低，但是其在电力市场中获取的额外电量收入高，使得其投资回收期缩短。容量价格降低则通过输配电价分摊到用户侧的单位电价成本也显著降低，实现了电站与用户的“双赢”。王睿等[12]认为，抽水蓄能电站能够独立参与市场竞争并实现生存的电力市场环境，至少包括以下二个必备要素：一是运行良好的现货市场，能够提供峰谷套利空间；二是完善的辅助服务市场，使得抽水蓄能电站提供辅助服务的价值得到合理的体现。只有当上述两个条件同时满足时，抽水蓄能电站才具备完全推向市场的可能条件。张柏林等[13]认为通过参与调峰、调频市场及利用能量市场中的多重价值盈利机制，可以实现储能的快速成本回收及盈利，有利于引导储能的进一步规模化和降低成本，因此建议完善电力辅助服务市场运营规则、现货市场运行规则，充分发挥各类储能的市场价值。柳洋等[14]通过对容量电价与容量电费进行电站全寿命周期仿真，认为两部制电价市场衔接机制可以使抽水蓄能电站在电力市场中获得合理收益，阶梯式逐步降低核定容量电价覆盖电站容量的比重，帮助抽水蓄能电站较平稳地转换到独立市场主体的身份。

以上文献分别从现阶段容量电价可以很好的回收成本获得收益，容量电价纳入输配电价回收明确了回收方式，现阶段电量收益如何提升，两部制电价将向市场化过渡，市场化可以充分发挥抽水蓄能的功能，完善的电能量和辅助服务市场是抽水蓄能进入市场的前提以及假设抽水蓄能进入市场的盈利模式和预测等方面对两部制电价及发展方向进行了阐述和分析。本文则着眼于新规下的抽水蓄能电量收益。根据633号文，两部制电价中的电量电价通过竞争方式形成，现货市场通过价格信号引导抽水蓄能充分发挥调峰填谷作用，促进新能源消纳。电量收益的规模直接关系到电站调峰填谷和促进新能源消纳的积极性，因此现货市场下抽水蓄能电站电量收益及综合效益研究就很必要。

二、现货市场电价测算

（一）测算思路

《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号）指出现货市场具有发现价格的作用，对实现高峰电力保供和低谷新能源消纳、确保电力安全具有重要的现实意义。现阶段要进一步完善与现货市场相衔接的分时段交易机制[15]。

现阶段各类电源的市场交易和上网电价并未完全放开。2021年《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）要求有序放开全部燃煤发电上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场。现行燃煤发电基准电价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准，并且绿电中长期交易电价要对标燃煤发电市场化交易电价[16]。《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》也要求要构建主要由市场形成新能源价格的电价机制，推动新能源自愿参与电力交易，引导绿电中长期交易电价对标燃煤发电市场化交易电价。

结合以上文件，在各省电力现货市场试运行以及与现货市场相衔接的分时段交易机制不断完善的背景下，在除煤电的其他能源品种没有参与市场或仅少量参与市场，以及现阶段煤电电价仍是新能源发电等电价形成的挂钩基准和对标对象的情况下，煤电峰谷分时交易电价对于现货市场电价具有很强的代表性，因此本文使用煤电峰谷分时电价反映现货市场电价。

本文拟在保持销售电价总体水平基本稳定的前提下，结合目录分时电价机制峰谷分时的规定，测算煤电峰谷分时交易电价。以峰、平、谷时段电价比例1.5:1:0.5（峰谷比例为3）为例，如执行峰谷分时电价后，煤电发电收入总体水平基本稳定，则煤电峰谷分时电价计算公式如下：

式中，a%，b%和c%分别为峰时段、平时段和谷时段电量占比，p为煤电交易平段电价，1.5p为峰时段电价，0.5p为谷时段电价，Q为煤电总发电量，d为煤电基准电价。

（二）测算边界条件

《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）颁布后各省陆续出台峰谷分时电价的规定[17]。在抽水蓄能电站应执行的工商业用电电价方面，17个省市制定了峰谷分时电价。其中广东的峰谷电价比例最大为4.47，西藏的最小为1.1，平均为3.14。峰谷电价比例高于平均值的省市有江苏（4.35）、湖南（4）、陕西（3.62）、青海（3.86）、新疆（4.54）、河南（3.65）、广东（4.47）。各省目录分时电价峰谷电价比例及峰谷时段划分见表1。本次将取峰、平、谷时段电价比例1.5：1：0.5（峰谷比例为3），1.56：1：0.44（峰谷比例为3.5），1.6：1：0.4（峰谷比例为4）三种情况进行峰谷分时电价分析。此外，本文还收集了2021年32个省市的煤电基准电价，其中广东煤电基准价最高为0.45元/kWh，最低为青海的0.23元/kWh，平均为0.37元/kWh，见表2。本文将取峰、平、谷时段电价比例1.5:1:0.5（峰谷比例为3），1.56:1:0.44（峰谷比例为3.5），1.6:1:0.4（峰谷比例为4）和煤电基准价为0.35元/度、0.4元/度、0.45元/度组合对峰谷分时电价进行分析。

表1 各省市大工业或工商业220kV以上目录分时电价

表2 各省市煤电基准电价

本文选取了煤电装机和煤电消费占比较大的广东、江苏、浙江和湖南四省进行分析，对各省的煤电出力过程进行无量纲化，即用每时段实际出力除以日最大出力得到无量纲化的出力曲线，再加权平均得到煤电综合出力曲线，作为本次峰谷分时电价测算的典型出力曲线，如图1。

图1 煤电综合出力曲线

（三）测算成果

基准电价0.35元/度、0.4元/度、0.45元/度和峰谷电价比例3、4、5形成的9种组合基本涵盖了我国大多数省市的电价情况。经测算，不同基准电价和峰谷比例形成的峰谷分时电价如表3和表4。可以看出峰谷电价差呈现出随着峰谷比例和煤电基准电价的升高而增长。

表3 峰谷分时电价测算成果（元/kW·h）

表4 峰谷电价差测算成果

三、现阶段抽水蓄能电量收益分析

为了对现阶段抽水蓄能电站基于峰谷电价的电量收益进行分析，本文根据收集到的华中区域河南宝泉（装机120万kW），江西洪屏（装机120万kW），湖北白莲河（装机120万kW），湖南黑麋峰（装机120万kW）四座抽水蓄能电站2022年上半年实际运行情况，华北区域十三陵抽水蓄能电站（装机80万kW）和华东区域江苏宜兴（100万kW），浙江天荒坪（180万kW）、仙居（150万kW）、桐柏（120万kW），安徽绩溪（180万kW），福建仙游（120万kW）五座抽水蓄能电站的2021年实际运行情况加权平均得到现阶段典型抽水蓄能电站的运行情况，如图5.4-6。现阶段典型抽水蓄能电站年抽水发电利用小时数2800h，电站的转化效率为77.5%，若检修按30天计，电站日抽水利用小时数4.9h，发电利用小时数4h。

图2 现阶段抽水蓄能电站日运行情况

结合现阶段典型抽水蓄能电站的抽水发电过程，执行峰谷分时电价后抽水蓄能的电量收益2.8亿～4.5亿，见表5，可以看出电量收益随着峰谷比例、煤电基准价以及利用小时数的升高而增长。

表5 抽水蓄能的电量收益

四、抽水蓄能电站容量电价测算

根据633号文，容量电价体现了抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。抽水蓄能容量电价按经营期定价法核定，即基于弥补成本、合理收益原则，按照资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标，核定电站容量电价。经测算，单位千瓦投资为5000元、6000元、7000元、8000元的电站，容量电价分别为550元/kW·年、650元/kW·年、760元/kW·年、860元/kW·年，如图3，容量电价与电站单位千瓦投资基本呈线性关系。

图3 单位千瓦投资与容量电价关系

五、基于峰谷电价的电站效益分析

633号文制定了市场收益的分享机制，规定抽水蓄能通过参加辅助服务市场形成的收益，以及抽水发电形成的收益，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下次核定电站容量电价时相应扣减。

若单位千瓦投资6000元，装机120万kW的抽水蓄能电站年容量电费分别7.84亿元。结合不同峰谷分时电价下的电量收益，见表5，并参照633号文的收益分享机制，电站经营期内的资本金收益率见表6。对于不同投资水平的抽水蓄能电站，电量收益占容量电费的35.7%～57.4%，资本金内部收益率为7.87%～8.71%。

表6 电站资本金内部收益率（投资6000元/千瓦）

六、结论和建议

（一）结论

1.分时电价机制的进一步完善，为抽水蓄能电站形成电量收益奠定了基础。现阶段我国大多数省份已实行分时电价，本报告设计峰谷比例3、3.5、4与基准电价0.35元/度、0.4元/度、0.45元/度形成的组合基本涵盖了多数省市的情况。经测算，峰谷电价差可以达到0.32元/kWh～0.48元/kWh，峰谷电价差呈现出随着峰谷电价比例和基准电价升高而增大的规律。

2.根据各区域抽水蓄能电站实际运行情况，执行峰谷电价后抽水蓄能电站的电量收益较为可观。抽水蓄能电站的电量收益主要与抽水发电时机、抽水发电利用强度、抽水发电转化效率、峰谷电价情况等息息相关。现阶段典型抽水蓄能执行峰谷电价后年电量收益为2.8亿元～4.5亿元。

3.执行峰谷电价后抽水蓄能电站的资本金收益率有所增长，资本金收益率的变化对电量收益的变化不敏感。结合633号文的收益分享机制，当电量收益为2.8亿元～4.5亿元，单位千瓦投资6000元的抽水蓄能电站资本金收益率为7.87%～8.71%，较6.5%有所提升。但根据电量收益20%由抽水蓄能电站分享的规定，1000万电量收益引起单位千瓦投资6000元的抽水蓄能电站资本金收益率的提升仅为约0.05%，资本金收益率的变化对电量收益的变化不敏感。

（二）建议

1.根据现阶段的收益分享机制，电量收益的增加对电站总体效益增长的影响较小，引导抽水蓄能电站充分发挥调峰填谷、促进新能源消纳的作用较弱。建议可根据电站的抽水发电转化效率以及运行维护费率等，进一步提升分享机制中由抽水蓄能电站分享的比例。

2.建议加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位，推动电站参与现货市场和辅助服务市场。抽水蓄能充分发挥作用需要运行良好的现货市场，能够提供峰谷套利空间，以及完善的辅助服务市场，使得抽水蓄能电站提供辅助服务的价值得到合理的体现。

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[17]国家发展改革委.关于进一步完善分时电价机制的通知[EB/OL].发改委官方网站,2021-07-26.

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注：原文载自《水利水电技术》2023年第S01期，本次发表有改动。