金骆松， 刘卫东*， 纪德良

(1.浙江电力交易中心有限公司， 杭州 310020； 2.浙江华云信息科技有限公司， 杭州 310051)

随着抽水蓄能的迅速发展，其在电力系统中的应用日益广泛。作为唯一具有电源和负荷双重属性的电站，抽水蓄能电站不仅可以促进间歇性可再生能源消纳，平滑出力[1]；同时能够承担调峰、调频、调相、事故备用、黑启动等作用[2]，提高电力系统的安全稳定性[3-4]。凭借其灵活可控的功率调节技术特性，抽水蓄能电站能够为电网运行调度提供各类辅助服务并获得相应经济效益[5-6]。目前，为实现碳达峰和碳中和目标[7]，随着高比例可再生能源并网[8]，作为规模较大、技术成熟、成本低廉的储能设施和辅助服务供应者[9-10]，抽水蓄能电站可以为促进可再生能源消纳、提升电力系统灵活性提供有效手段[11-13]，具有良好的生态环境效益[14]和综合效益[15]。同时，受电力市场改革和政策因素影响，抽水蓄能电站以独立市场主体参与电力市场交易并获得相应收入将是其运营的新常态[16-17]。

近年来，中外学者们针对电力市场环境下抽水蓄能电站的优化调度[18-19]、运行策略[20-21]、容量规划[22]、运营模式[23-24]、价格机制[25]、市场竞价模式[16]、电价补偿机制[26]和成本回收机制[27]等展开了大量研究。随着可再生能源大比例接入电网，抽水蓄能与风电[28-31]、光伏[32]等新能源机组以及传统机组[33-34]的联合运行优化[35]得到了广泛的研究，并且抽水蓄能机组为可再生能源优化调度提供了更大的灵活性[36]。同时，抽水蓄能电站提供多种优质的辅助服务对于保障电网安全稳定运行和促进新能源消纳具有重要意义[37-38]。随着电力体制改革的逐步深入，抽水蓄能电站在电网中的功能定位逐渐发生了转变[25,39]，抽水蓄能电站运营模式、交易方式以及价格形成机制都需要相应转变。

基于以上分析，首先简要介绍并对比总结国外抽水蓄能电站运营的实践经验；其次，梳理中国抽水蓄能电站的相关政策，以及市场化运营面临的挑战；在此基础上，结合中国实际情况，设计在电力市场化背景下抽水蓄能电站交易机制；最后，以浙江省为例，对抽水蓄能电站交易机制效益进行多情景下的实例测算，分析结果并提出在电力市场环境下提升抽水蓄能电站运营效益的政策建议，以引导抽水蓄能电站积极健康发展，为电力系统的安全稳定运行和能源结构的低碳转型提供保障。

1 国外抽水蓄能电站运营模式及经验

国外建设发展抽水蓄能电站较早[40-41]，但是由于经济发展程度、电源结构、负荷特性、电力体制等不同，不同国家对于抽水蓄能电站的建设和管理方式也有所差异[42-43]。

美国各州的电力市场模式不同，相应的抽水蓄能电站运营模式也各有特色[44]。现阶段全美大部分抽水蓄能电站由电网公司建设运营，采用的运营机制大体上可分为电网统一运营、参与电力市场竞价和电网租赁经营3种。

英国发电侧已完全市场化，抽水蓄能电站作为独立市场成员参与具有成熟的抽水蓄能机组竞价模式和电价机制的电力市场，通过提供长期备用容量获取大部分收益，并参加实时平衡市场通过价格波动获取收益[45]。

日本在福岛核电站事故发生后，大力发展风电和光伏等新能源，并利用抽水蓄能电站作为电网调峰、调频以及事故备用的主要手段，提高系统灵活调节能力。日本的抽水蓄能电站运营模式主要有租赁制和内部核算制[46]。

美、英、日抽水蓄能电站运营模式具体内容如表1所示。

表1 国外抽水蓄能电站运营模式总结Table 1 Summary of operation modes of foreign pumped storage power stations

通过比较三国抽水蓄能电站的管理体制和运营模式，可总结出以下几点经验。

(1)尽管三国电力系统的电源结构和电力市场体制不同，但对抽水蓄能电站的技术特性和功能认知是相同的，充分肯定了抽水蓄能电站在电力系统中的重要价值。通常核电装机比例高，风电、光伏发展较快、规模较大的国家，对系统调节性资源的需求较高，因此抽水蓄能电站的规模比较大。

(2)抽水蓄能电站的运营模式与市场体制和投资主体息息相关，主要分为独立运营、电网统一运营和租赁制3种模式。据统计，全球约85%的抽水蓄能电站采用电网统一经营方式或租赁制形式，约15%的电站通过参与电力市场竞价获取收益[13]。已建立竞争性电力市场的国家或地区，抽水蓄能电站多采用独立运营模式参与电能量市场和辅助服务市场，以自身利益最大化为目标选择竞争策略。

(3)三国抽水蓄能电站的经营模式总体上都体现了容量和电量的两部分收益。从抽水蓄能电站的收益来源分析，容量收益基本都大于其电量收益。

2 中国抽水蓄能电站运营现状及挑战

2.1 抽水蓄能电站当前运营模式及电价机制

抽水蓄能机组在电力系统中具有调峰、调频、调相、事故备用和黑启动等多种功能。建设适宜规模的抽水蓄能电站，可实现风电、光伏等能源发电的平滑输出，增强电网消纳新能源电力的弹性；同时，也可以确保基荷出力的安全稳定，进而实现电力系统的可靠运行[47]。截至2019年末，中国抽水蓄能装机总容量已经突破3 000万kW，位列世界第一，但抽水蓄能装机占发电总装机比重仅约1.4%，占比较低。国家能源局在《水电发展“十三五”规划》[48]中提出，要加快抽水蓄能发展，优化抽水蓄能电站区域布局，“十三五”期间新开工抽水蓄能6 000万kW左右，2020年实现总装机约4 000万kW，预计2025年将突破9 000万kW。

为充分发挥抽水蓄能电站的作用和效益，推动其商业化运营，国家相关部门先后印发了一系列文件，对抽水蓄能电站管理体制、运营模式及电价机制进行引导和规范，如图1所示。

图1 抽水蓄能电站投资、运营模式与定价政策Fig.1 The investment, operation mode, and pricing policy of pumped storage power stations

目前，中国的抽水蓄能电站建设管理机制主要可以分为3种形式：一种是由电网企业全资建设、统一运营，建设运营成本核入电网运行费用；一种是租赁制，租赁费由发电企业、电网企业和电力用户三方按一定比例分摊疏导[8]；一种是由政府和第三方投资建设，政府核定抽水用电电价、发电电价、容量电价，电网企业统一调度。中国抽水蓄能电站现行的电价机制主要有单一电量电价、容量电价、两部制电价、电网内部统一核算等4种模式[49]，其中两部制电价是中国的特色[16]。电力市场化前，抽水蓄能电站容量电费和运行抽发损耗费用纳入受益省级电网(或区域电网)运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。随着电力市场化改革推进，电价机制还在不断地完善和调整，目的是最终形成以市场起决定性作用的抽水蓄能电站运营机制。

2.2 抽水蓄能电站运营面临的挑战

总结来看，抽水蓄能电站受政策因素影响明显，目前盈利模式较为单一，在不明朗的市场环境和政策机制影响下，其发展仍面临诸多挑战。

一是新建抽水蓄能电站缺乏投资回收机制。容量电费或租赁费是当前抽水蓄能电站实现成本回收和经济效益的主要形式。2019年印发的《输配电定价成本监审办法》要求抽水蓄能电站不得计入输配电定价成本，导致新建抽水蓄能电站的成本费用将难以通过输配电价或其他电价渠道疏导至电力用户侧。

二是抽水蓄能电站从辅助服务获得的经济补偿较低。华东区域“两个细则”指出抽水蓄能电站可以通过提供调峰、调频等辅助服务获得经济补偿，但抽水蓄能电站在实际运行中获得的补偿较低，无法与其投资运维成本匹配。但从国外成熟电力市场看，市场化的电力交易将明显拉大峰谷电价差，抽水蓄能电站价值将通过参与电力市场和辅助服务市场获得更好的市场价格反馈。

抽水蓄能电站发展面临的困难既是挑战也是机遇。一套适合中国国情的抽水蓄能电站市场化交易机制亟待建立。抽水蓄能电站通过参与市场化交易以提升其运营效益，回收建设和运营成本，一方面能够促进现有抽水蓄能电站的稳定运行，另一方面可以吸引社会资本参与新的抽水蓄能项目，推动能源结构的优化和碳中和目标的实现。

3 抽水蓄能电站市场化交易机制建议

浙江省作为电力市场改革的试点省份，正在不断探索创新源网荷储协调互动的市场化交易机制。省内抽水蓄能站址资源丰富且开发条件较好，可建总规模达6 120万kW，其中装机容量100万kW以上的站址36处。为激活储能侧资源，打造多元融合的高弹性电网，浙江省应积极探索抽水蓄能电站的市场化运营模式及成本回收方式，引导抽水蓄能电站参与电力市场交易，促进抽水蓄能行业的发展[50]。

考虑到浙江省电力市场改革的进程和方向，从中长期市场交易和现货市场交易两个角度设计抽水蓄能电站独立参与市场的交易机制，中长期市场交易主要设计了低谷抽水交易、抽发损耗电量交易，现货市场交易主要设计了现货电能量交易和辅助服务调频交易[51]，以拓宽抽水蓄能电站盈利模式，充分发挥抽水蓄能电站的机组运行优势。

3.1 中长期市场交易方式

3.1.1 低谷抽水交易方式

低谷抽水交易以低谷抽水电量为交易标的[52]，向抽水蓄能电厂(买方)和可再生能源发电企业及燃煤火电企业、外来电(卖方)开放。

浙江省电力现货市场采用的是集中式电力市场模式，即中长期差价合同+全电量现货优化出清。根据浙江省电力市场模式的特点，抽水蓄能电站的低谷电量交易属于其独立参与电力市场交易的一种运营策略，主要可采用中长期差价合同，属于中长期市场交易的一部分。浙江作为电力输入大省，抽水蓄能电站还可以参与购买省间的清洁绿电，降低购电成本。在浙江省开展电力现货交易的背景下，抽水蓄能电站可寻求与水电、新能源、区外来电，甚至燃煤火电签订合理的低谷电量交易差价合同。目前在现货市场用户不报量报价，负荷侧统一节点电价作为出清价格[53]。在未来成熟的现货市场中，市场用户可以采取一定的交易策略参与报量报价。抽水蓄能电站进行低谷抽水交易的具体流程如图2所示。

图2 抽水蓄能电站低谷抽水交易方式Fig.2 Pumping trading method for pumped storage power stations during low load period

3.1.2 抽发损耗电量交易方式

抽水蓄能电站容量费用一般由电网公司、电力用户和发电企业按照一定比例承担，电网公司和电力用户承担的容量费用可通过销售电价疏导，但由发电企业承担的容量费用一直面临难以疏导的困境。因此，发电企业承担的容量费用可通过抽发损耗专项交易进行疏导。

抽发损耗电量按季度组织交易，具体交易方式为双边协商、集中竞价，如图3所示。优先组织双边协商交易，双边协商交易电量上限值不得超过政府核定的交易电量指标；按季度组织交易时，交易双方需要提交分月交易电量、交易电价，双边协商交易后剩余季度交易核定电量参与集中竞价交易；集中竞价申报的交易电量、交易电价不得高于可申报上限值。交易申报时，发电企业申报交易电量、交易电价均为发电企业上网侧数据。

图3 抽水蓄能电站抽发损耗交易方式Fig.3 Pumping loss trading method for pumped storage power stations

抽发损耗电量交易中，燃煤发电企业通过市场交易增发电量，不计入燃煤发电企业年度发电计划。替代方(燃煤发电企业)支付给抽水蓄能电站的差额电费=实际替代上网(落地)电量×(抽水蓄能转让上网电价-替代发电交易电价)。实际替代上网(落地)电量即为交易电量，抽水蓄能转让上网电价为燃煤电厂标杆上网电价，替代发电交易电价为替代交易出清电价。替代方在收取与电网结算费用及抽水蓄能电站提供的差额电费结算单后，将上月替代上网电量的差额电费支付给抽水蓄能电站。

3.2 现货市场交易方式

3.2.1 现货市场电能量交易方式

在电力现货市场中，抽水蓄能电站参与电能量交易的市场主体涉及市场成员包括抽水蓄能电站、电力用户、售电公司、电网企业、电力交易机构、电力调度机构等。抽水蓄能电站由调度机构在D-2日安排D日抽水计划，以便调度机构D-1准确公布负荷预测信息，具体如图4所示。

图4 抽水蓄能电站现货市场电能量交易方式Fig.4 Electric energy trading methods in the spot market for pumped storage power stations

抽水蓄能电站在日前市场和日内市场分别申报电量和电价，按照浙江的现货市场出清规则进行统一出清。发电部分采用单侧日申报，采用10级申报方式[54]。申报和出清电价包括环境保护和超低排放的成本。若抽水蓄能电站在日前市场关闸前未进行申报，则采用最近的交易日有效申报。

发电机组市场模式下电能收益以其所在发电侧节点电价进行结算，依据“日前基准、实时差量”[55]的原则进行结算。抽水蓄能电站市场模式电能收益=日前市场电能收益+实时市场差量收益。其中，日前市场电能收益R日前等于日前市场出清价格P日前乘以出清电量Q日前。实时市场的电能收益R实时等于实时计量电量Q实时与日前市场出清电量Q日前的差值乘以实时市场出清价格P实时，计算公式为

R日前=P日前Q日前

(1)

R实时=(Q实时-Q日前)P实时

(2)

3.2.2 现货市场辅助服务交易方式

由于目前辅助服务市场体制机制尚未健全[56]，并且辅助服务种类繁多[57]，以调频为例，设计抽水蓄能电站参与辅助服务市场的交易方式。抽水蓄能电站参与调频市场，由于其相对更优的调频性能将成为标杆机组。抽水蓄能电站作为单一发电单元，在参与调频市场时，调频申报的内容包括调频容量、调频容量价格和调频里程价格。调频收入根据辅助服务市场的调频容量费用和调频里程费用加总得到总调频费用。抽水电能量支出以负荷中心价格进行结算，按照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则，叠加相关输配电价进行结算。

如图5所示，抽水蓄能电站可以在调频市场竞价中标，通过提供调频服务可以获得相应的调频容量和调频里程费用。调频容量、调频里程费用按日统计、按月进行结算，月度调频容量费用和调频里程费用的计算公式为

图5 抽水蓄能电站辅助服务市场调频交易方式Fig.5 Frequency regulation trading method in the ancillary service market for pumped storage power stations

(3)

(4)

式中：n为每月现货市场总的交易期数；Kb,i为发电单元在第i个交易周期的历史调频性能归一化指标平均值；Qbc,i为该发电机组在第i个交易周期的中标调频容量；Qbm,i为该发电机组在第i个交易周期的实际调频里程；πbc,i为第i个交易周期的调频容量结算价格；πbm,i为第i个交易周期的调频里程结算价格。

4 实例测算

4.1 中长期市场交易测算

4.1.1 低谷抽水交易测算

在中长期差价合同+全电量现货市场交易模式下，抽水蓄能电站全部低谷抽水电量参与现货市场，与发电企业或者代理购电的电力公司签订差价合同[58]。差价合同与现货市场出清价差会影响市场主体的平均购电成本。因此，本实例测算多种场景下的抽水蓄能电站购电成本，并给出相应的交易策略建议。

假设抽水蓄能电站与另一市场主体签订了低谷电量交易差价合同，约定合同价格为150元/(MW·h)，合同量为200 (MW·h)。抽水蓄能电站需支付的低谷抽水电费和电站购买抽水电量的平均度电成本计算公式为

低谷抽水电费=现货价格×低谷抽水电量+

(合同价格-现货价格)×

合同电量

(5)

平均度电成本=低谷抽水电费/低谷抽水电量

(6)

在此假设条件下，针对不同低谷抽水电量、低谷现货价格条件下计算相应平均度电成本，如图6所示。

图6 不同情景下抽水蓄能电站低谷抽水电量交易 的度电成本Fig.6 The per kWh cost of the pumping electricity trading of pumped storage power plants during low load period under different scenarios

基于不同情景下的测算结果，可总结得出以下交易策略。

(1)在现货市场允许用户报量报价且水库存水可满足白天高峰时段发电的情况下，当现货市场高于差价合同价格时，抽水蓄能电站低谷购电价格申报应降低报价至接近签订的合同价格，那么抽水蓄能电站低谷中标电量将减少，可以达到降低平均购电成本的目标。

(2)反之，当现货市场价格低于差价合同价格时，抽水蓄能电站低谷购电价格申报应提高报价至接近签订的合同价格，即申报较高的价格以提高中标电量，从而尽量多抽水，降低平均购电成本。

4.1.2 抽发损耗电量交易测算

以浙江省抽水蓄能电站2019年运营情况为例，根据2019年抽发损耗电量核定2020年抽水蓄能电站专项发电基数电量，抽水蓄能转让上网电价为燃煤电厂标杆上网电价415.30 元/(MW·h)，已知2019年浙江“关停替代”交易平均价格、抽水蓄能电站的抽水电量和上网电量，测算抽水蓄能电站参与抽发损耗专项交易获得的收益，如表2所示。

表2 抽水蓄能电站抽发损耗专项交易效益测算分析Table 2 Calculation and analysis of special transaction benefits of pumped storage power stations

以A抽水蓄能电站2019年上网电量为例，预计降低抽水蓄能发电度电成本=关停替代交易收益/年上网电量=0.037 5元。即，在抽发损耗电量市场化交易施行后，预计可降低A抽水蓄能电站单位发电成本37.50元/(MW·h)。同理，其余B、C、D各抽水蓄能电站均能通过抽发损耗电量市场化交易实现发电成本的降低。

因此，通过抽发损耗电量的市场化交易，抽水蓄能电站获得核定抽发损耗电量的经济补偿，能够在一定程度上降低抽水蓄能电站发电成本，提高抽水蓄能电站参与市场交易的积极性。同时，火电厂(或其他购买方)通过抽发损耗电量交易获得发电权，也调动了各方参与低碳目标实现的积极性，发挥了一定的社会效益。

4.2 现货市场交易测算

4.2.1 现货市场电能量交易测算

采用与A抽水蓄能电站地理位置较近的B电厂2020年5月12日16：30的出清电价692.8元/(MW·h)为例(为当日的最高出清电价)，已知日前市场电量、计量上网电量、日前市场电价和实时市场电价，上网电价为621元/(MW·h)，容量费用为0元，计算A抽水蓄能电站参与现货市场交易的电能量收益。A抽水蓄能电站计划模式下的电能量结算价格为机组的上网电价。

(1)市场模式下的电能收益。根据“日前基准、实时差量”的原则，基于表3中的相关数据可以结算得到，A抽水蓄能电站现货市场电能收益R1=日前市场电量×日前市场电价+(计量上网电量-日前市场电量)×实时市场电价=395 701元。

表3 抽水蓄能电站A参与现货市场的基本参数Table 3 The basic parameters of pumped storage power station A participating in the spot market

(2)计划模式下的电能收益。基于相关数据可计算得到计划模式下的电量收益R0=计量上网电量上网电价=621 000元；市场模式电量收益与计划模式电量收益的差值ΔR=R1-R0=395 701-621 000=-225 299元。

基于实例测算结果可知，市场模式下A抽水蓄能电站的电能收益低于计划模式下收益。在现货市场试结算中，可以优先全额返还抽水蓄能电站电能量差额资金ΔR，以保障抽水蓄能电站发电收益不低于参与现货市场之前的发电收益，引导抽水蓄能电站积极参与市场。电能量返还资金总和扣减抽水蓄能电站电能量返还资金后，剩余机组按分摊系数计算电能量返还资金。

4.2.2 现货市场辅助服务交易测算

本算例测算抽水蓄能电站参与辅助服务调频交易的市场收益。由于储能电站尚未进入市场，抽水蓄能电站以其更优的调频效果可作为标杆机组[59]。

抽水蓄能电站市场化辅助服务费用包括市场化辅助服务收入和分摊[16,60]。市场化辅助服务收入总和为参与结算试运行机组的市场化辅助服务收入总和，假设抽水蓄能电站A、燃煤机组C、燃气机组D、水电机组E提供了市场化辅助服务，对应收入依次分别为15 000、5 000、270 000、29 700、300元，合计320 000元。

市场化辅助服务收入总和按照机组政府授权合约电费的比例在发电机组间进行分摊[61]。假设抽水蓄能电站A未参与电能量市场，没有获取政府授权合约，仅提供调频服务，市场化辅助服务分摊依次都为0元。抽水蓄能电站市场化辅助服务费用如表4所示，对每个电站，市场化辅助服务费用=市场化辅助服务收入-市场化辅助服务分摊。

表4 抽水蓄能电站A市场化辅助服务费用及其构成Table 4 The market-orientedancillary service cost of pumped storage power station A and its composition

5 结论及政策建议

首先对国外抽水蓄能电站的运营模式进行了对比分析，总结了国外抽水蓄能电站运营管理的经验；其次，梳理了中国抽水蓄能电站运营管理、电价机制的相关政策，指出了电改背景下，中国抽水蓄能电站运营和发展面临的困境；接着，借鉴国外抽水蓄能电站运营管理的经验，结合中国电力市场化改革的实际情况，设计了抽水蓄能电站参与市场化交易的多种机制；最后，以浙江省为例，对抽水蓄能电站市场化交易结果进行实例测算和对比分析。基于多场景下的测算结果，可以发现本文提出的交易方式和策略可以帮助提升抽水蓄能电站运营的综合效益，促进电力市场化交易的平稳有序开展，保障电网安全稳定运行。

由于抽水蓄能电站投资成本较高，完全通过市场化运营回收成本需要较强的边界条件。根据国际经验，主要有以下几个方面：一是具有完善的电能量市场，包括价格上下限合理设置、公平对待各类电源等；二是具有完善的辅助服务市场，包括调频、备用、黑启动、无功支持等多种交易品种，并且能够体现响应效果等；三是具有容量市场或稀缺价格机制。而在电力市场化改革的过程中，由于市场机制尚不完善，抽水蓄能电站尚不具备完全通过市场化运行回收成本的条件。基于政策梳理分析和交易方式测算的结果，为提升电力市场环境下抽水蓄能电站运营效益，促进抽水蓄能电站长期健康发展，针对抽水蓄能电站参与源网荷储互动交易提出了以下几点政策建议。

5.1 近期建议

需要尽快理顺抽水蓄能电价机制，新的电价机制出台前应继续执行两部制电价。抽水蓄能成本分摊建议基于“谁受益、谁付费”的原则，容量电费通过向清洁能源发电商或电力用户等受益方征收费用，用以补偿电网公司采购抽水蓄能电站服务的成本。

(1)支持抽水蓄能电站的抽发损耗电量与燃煤机组开展发电权交易，并建立抽水蓄能电站成本补偿的兜底机制，确保抽水蓄能能够在市场化条件下能健康发展。

(2)允许抽水蓄能电站与调节能力较低的清洁能源机组、核电机组等进行容量打捆参与容量市场交易，通过向低成本的新能源机组购买低价电来回收抽水蓄能电站投资成本。

5.2 远期建议

建立合理的市场准入机制，鼓励和支持抽水蓄能在辅助服务市场提供调峰、调频、备用和黑启动等服务；建立一系列性能评价指标，对抽水蓄能电价的容量价值进行评估；建议完善辅助服务价格机制，允许抽水蓄能电站与机组联合或作为独立主体参与辅助服务交易，推动抽水蓄能电站进入辅助服务市场，逐步形成“按效果付费、谁受益谁付费”市场化定价机制，由市场平衡疏导抽水蓄能电站投资。