一、研究背景

新能源一般是指在新技術基礎上加以開發(fā)利用的可再生能源, 包括太陽能、生物質能、風能、地熱能、波浪能、洋流能和潮汐能, 以及海洋表面與深層之間的熱循環(huán)等。隨著我國新能源快速發(fā)展, 出現(xiàn)了棄風 (光) 限電的情景, 且形勢嚴峻, 2015全國棄風電量339億千瓦時, 同比增加213億千瓦時。2016年全國棄風電量達497億千瓦時�！靶履茉�+抽蓄”模式是解決棄風 (光) 限電情況的有效途徑之一。但是, 現(xiàn)在的抽水蓄能電站的電價是按2014年國家發(fā)展和改革委員會出臺的《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》 (發(fā)改價格[2014]1763號) 執(zhí)行。1763號文件適用于為了保證電網安全穩(wěn)定運行的而建設的抽水蓄能電站。這部分電站裝機容量的多少與電網用戶的負荷特性有關。它們可以通過兩部制電價向電網提供備用、AGC、調頻、無功及黑啟動等輔助服務。電網企業(yè)購買這些輔助服務的費用應從電網內的用戶回收。

在“新能源+抽蓄”模式下的抽水蓄能電站, 其建設目的是多消納新能源, 其裝機容量的多少與電網內新能源的裝機容量及出力特性有關。這些抽水蓄能電站的投資費用和運行費用不能作為輔助服務費用由電網內的用戶承擔, 但是如果建設抽水蓄能電站的投資費用和運行費用不能獲得補償, 發(fā)電企業(yè)將不愿意投資建設抽水蓄能電站。建立合理“新能源+抽蓄”模式下抽水蓄能電站的價格形成機制是促進消納新能源發(fā)電電量的經濟政策保障。

二、抽水蓄能電站的建設和經營體制分析

2.1 抽水蓄能電站的作用分析

抽水蓄能電站在電力系統(tǒng)中的作用主要體現(xiàn)在以下幾個方面。

(1) 提供備用、AGC、調頻、無功及黑啟動輔助服務, 保證電網的安全經濟運行, 提高用戶的用電質量。

(2) 配合新能源、核電、供熱機組運行。

由于新能源發(fā)電機組、核電和供熱機組的發(fā)電出力曲線與用戶用電曲線匹配性較差, 為了滿足用戶的用電需求, 需要建設抽水蓄能電站, 在電網中其“蓄水池”的作用, 配合新能源發(fā)電機組、核電和供熱機組運行, 保證這些機組多發(fā)電量。

2.2 抽水蓄能電站現(xiàn)行的建設和經營體制分析

我國已建抽水蓄能電站目前運行管理模式上主要有電網統(tǒng)一運行、獨立運行兩種管理模式。

電網企業(yè)統(tǒng)一運行管理模式:抽水蓄能電站作為電網企業(yè)的分公司或一個生產車間, 由電網企業(yè)獨資建設, 資產的所有權和經營權都歸電網企業(yè)。在這種管理模式下, 抽水蓄能電站不是獨立法人, 其經營風險與責任也完全由電網企業(yè)承擔。在這種模式下, 抽水蓄能電站的投資費用和運行費用也由電網企業(yè)承擔。

獨立運行管理模式:按照國家《公司法》的要求, 成立獨立的抽水蓄能電站有限責任公司, 由出資各方組建董事會, 出資各方按照出資金額的比例, 分享權利與義務。抽水蓄能電站公司為項目法人, 負責建設和經營抽水蓄能電站。抽水蓄能電站通過上網電價模式或租賃模式從電網公司獲得收入。

2.3 “新能源+抽蓄”運行模式分析

“新能源+抽蓄”運行模式主要有以下三種:第一種是“一體化”運行模式 (見圖1) ;第二種是“聯(lián)合”運行模式 (見圖2) , 第三種是“獨立”運行模式 (見圖3) 。

“一體化”運行模式:在“一體化”運行模式下, 新能源發(fā)電機組和抽水蓄能發(fā)電機組屬于同一法人企業(yè), 且新能源通過內部輸電線路相連�！靶履茉�+抽蓄”向電網提供的發(fā)電出力是經過抽水蓄能電站調節(jié)后的出力曲線。

“聯(lián)合”運行模式:在“聯(lián)合”運行模式下, 新能源發(fā)電機組和抽水蓄能發(fā)電機組組成運行聯(lián)合體, 新能源發(fā)電機組和抽水蓄能發(fā)電機組既可以屬于同一法人企業(yè), 也可以屬于不同的法人企業(yè), 新能源通過公共電網和抽水蓄能電站相連。電網向聯(lián)合體下達發(fā)電出力曲線, 聯(lián)合體向新能源和抽水蓄能電站分別下達發(fā)電出力曲線。

“獨立”運行模式:在“獨立”運行模式下, 將新能源發(fā)電機組、抽水蓄能發(fā)電機組獨立接入電網。電網分別向新能源發(fā)電企業(yè)和抽水蓄能電站下達發(fā)電出力曲線。

三、“新能源+抽蓄”模式下抽水蓄能電站回收機制研究

3.1 電力現(xiàn)貨市場建立之前抽水蓄能電站的電價形成機制

3.1.1 “新能源+抽蓄”一體化模式下電價形成機制

“新能源+抽蓄”一體化模式是采用新能源發(fā)電機組和抽水蓄能電站聯(lián)合運行的方式向電網統(tǒng)一供電。抽水蓄能電站的投運可以大量增加新能源發(fā)電企業(yè)的售電量, 因此, 抽水蓄能電站的投資費用和運行費用通過多銷售的新能源發(fā)電量來回收。抽水蓄能電站的上網電價為新能源的標桿上網電價, 抽水電價同新能源發(fā)電企業(yè)和抽水蓄能電站協(xié)商確定。

3.1.2 “新能源+抽蓄”聯(lián)合運行模式下電價形成機制

抽水蓄能電站應獲得的收入=年投資費用及固定運行費用×上網容量+ 抽水蓄能電站的變動成本× 上網電量÷(1-廠用電率) + 抽水電量× (1-輸電線損率) ×輸電價。

抽水蓄能電站的上網電價為新能源的標桿上網電價。抽水蓄能的抽水電價= ( 上網電量×新能源的標桿上網電價-應獲得的收入) ÷抽水電量

每個新能源發(fā)電單元承擔的抽水電量=抽水電量÷聯(lián)合體內新能源發(fā)電機組總發(fā)電量×新能源發(fā)電單元發(fā)電量。

3.1.3 “新能源+抽蓄”獨立運行模式下電價形成機制

在獨立運行模式中, 抽水蓄能電站多消納的新能源發(fā)電電量不僅與新能源發(fā)電的裝機規(guī)模有關, 也與其他電站的調峰能力有關。為了保證抽水蓄能電站能夠合理回收其投資費用和運行費用, 需要建立調峰容量交易市場, 完成調峰交易及形成調峰價格。在交易市場中, 各種發(fā)電機組及電儲能實施都可以進行調峰容量交易。調峰容量交易通常有兩種模式:雙邊交易和集中撮合交易。集中撮合交易更能實時反映調峰容量的需求情況。

(1) 市場主體及要求。電網內接入公共電網, 且向公共電網供電的并網發(fā)電廠 (為保證電網安全運行而建設的抽水蓄能電廠除外) , 向本電網輸送電能的輸電線路以及經市場準入的電儲能設施。

常規(guī)火電企業(yè)、水電企業(yè)、核電企業(yè)按機組為單位;燃氣火電企業(yè)按一套機組為單位;輸電線路按回路作為單元、新能源發(fā)電企業(yè)按注冊單位為單元。

達不到基準調峰率的發(fā)電企業(yè)需要購買調峰容量, 購買調峰容量的企業(yè)統(tǒng)稱為受讓方, 出售調峰容量的企業(yè)統(tǒng)稱為出讓方。

基準調峰率根據(jù)電網用戶負荷的日峰谷差率、負荷及事故備用、常規(guī)燃煤機組的最小技術出力確定。能源監(jiān)管局可根據(jù)電網火電廠最小運行方式、電網調峰缺口對基準調峰率進行調整。

(2) 信息披露。電網的新能源企業(yè)根據(jù)對自身新能源發(fā)電機組出力的預測情況, 向電網調度部門提供第二天的新能源發(fā)電機組出力曲線。調度部門根據(jù)本電網第二天的負荷預測數(shù)據(jù)、開機機組的最大和必需出力 , 向本電網輸送電能聯(lián)絡線各時段輸送的電力數(shù)據(jù)、聯(lián)絡線向外電網各時段計劃輸送的電力數(shù)據(jù), 對本電網進行電力電量平衡。

當Pt< 0 時，新能源發(fā)電機組的必需出力= 新能源機組的預測出力+ Pt，每個新能源發(fā)電企業(yè)新能源發(fā)電必需出力=新能源發(fā)電預測出力×[( 新能源機組的預測出力+Pt ) ÷新能源機組的預測出力]。

當0≤Pt時，新能源發(fā)電機組的必需出力= 新能源機組的預測出力。

當0≤Pt時，實際調峰率低于基準調峰率的機組購買調峰容量，實際調峰率高于基準調峰率的機組出售調峰容量。

當Pt <0 時，實際調峰率低于基準調峰率的機組及新能源機組購買調峰容量，實際調峰率高于基準調峰率的機組出售調峰容量。

當0≤Pt時, 實際調峰率低于基準調峰率的機組購買調峰容量, 實際調峰率高于基準調峰率的機組出售調峰容量。當Pt<0時, 實際調峰率低于基準調峰率的機組及新能源機組購買調峰容量, 實際調峰率高于基準調峰率的機組出售調峰容量。

(3) 價格申報。受讓方根據(jù)自身的出力情況向調度機構申報購買調峰容量的時間、數(shù)量及價格。申報的電量和價格按15分鐘 (或30分鐘, 或1小時) 為一個周期, 形成連續(xù)96 (或48, 或24) 個節(jié)點的報價曲線。

出讓方同樣向調度部門進行報價, 報價包括電量、電價兩部分, 報價按15分鐘 (或30分鐘, 或1小時) 為一個周期, 形成連續(xù)96 (或48, 或24) 個節(jié)點的報價曲線。出讓方的最高報價為新能源發(fā)電機組的標桿上網。

申報最小單位為1兆瓦, 一個申報單元可以申請多組數(shù)據(jù)。

如單機200MW的燃煤機組, 在低谷時段內其出力為100MW, 發(fā)電企業(yè)可以根據(jù)啟停一次的費用及發(fā)電的收入計算出售調峰容量的價格。出售調峰容量的價格確定方法如下:

價格= 啟停費用/發(fā)電量+ 上網電價- 發(fā)電時的變動成本。

發(fā)電數(shù)量為100×停機時間。

(4) 價格形成。根據(jù)受讓方和出讓方在每個周期申報的調峰容量交易價格及交易量數(shù)據(jù)。根據(jù)報價、機組容量等級和申報時間進行排序, 即首先按報價排序, 對相同報價的機組按照容量等級排序, 對容量等級也相同的機組按照申報時間排序。

根據(jù)排序情況進行交易撮合, 按照“高低匹配”標準, 最低報價的出讓方與最高報價的受讓方匹配, 然后依次進行, 直至受讓方價格小于出讓方價格時停止。當達到以下兩個條件之一時, 終止撮合:a.調峰容量出讓方價格>調峰容量受讓方價格;b.調峰容量出讓方隊列或調峰容量受讓方隊列為空。

完成匹配后, 將出讓方和受讓方所申報的數(shù)據(jù)進行更新。對那些已經完成申報電量的交易雙方不再考慮, 重新匹配未完成交易電量的出讓方及受讓方, 繼續(xù)進行調峰容量交易。然后, 重復交易雙方都已經完成各自申報的電量。這時, 調峰容量交易全部完成, 根據(jù)所得到的結果及成交價格結算交易雙方已經達成的結算電量。PH成交價格= (調峰容量出讓方報價+調峰容量受讓方報價) /2。

3.2 電力現(xiàn)貨市場建立后抽水蓄能電站電價形成機制

(1) “新能源+抽蓄”一體化模式下電價形成機制。電力現(xiàn)貨市場建立后, “新能源+抽蓄”可以作為一體向市場交易結構申報每小時 (或15分鐘, 或30分鐘) 的發(fā)電量及發(fā)電價格。當市場價格高時, 聯(lián)合體增加發(fā)電量, 當價格低時減少發(fā)電量。抽水蓄能電站作為新能源發(fā)電機組的“蓄水池”, 保證聯(lián)合體獲得經濟效益。

(2) “新能源+抽蓄”聯(lián)合及獨立運行模式下電價形成機制。電力現(xiàn)貨市場建立后, 在能量市場上, 抽水蓄能電站在電網低谷時段買入低價電, 在高峰時段售出高價電獲得收益。在電網低谷時段, 發(fā)電企業(yè)為了減少停機費用或棄掉的電量, 通常電價非常低;而在高峰時段發(fā)電, 電價比較高。抽水蓄能電站通過低買高賣獲得經濟效益。

另外, 抽水蓄能電站也可以參與輔助服務市場競爭, 獲得輔助服務收入。抽水蓄能電站是參加輔助服務市場, 還是參與能量市場競爭完全由抽水蓄能電站決定。投資者是否建設抽水蓄能電站也完全由投資者根據(jù)市場行情決定。

四、結論

“新能源+抽蓄”模式下, 建設抽水蓄能電站的目的是多消納新能源。其上網電價不能按“發(fā)改價格[2014]1763號”執(zhí)行。在電力現(xiàn)貨市場建立之前, 抽水蓄能電站投資費用及運行費用應通過新能源發(fā)電企業(yè)增加的售電量及調峰容量市場回收;其上網電價按新能源標桿上網電價執(zhí)行或通過調峰容量市場競爭形成;其抽水電價是通過新能源發(fā)電企業(yè)和抽水蓄能電站協(xié)商形成或通過調峰容量市場競爭形成。電力現(xiàn)貨市場建立后, 抽水蓄能電站在電網低谷時段買入低價電, 在高峰時段售出高價電獲得收益;也可以參與輔助服務市場競爭, 獲得輔助服務收入。

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