深度解析抽水蓄能与电化学储能的价格机制

抽水蓄能是电力系统中重要的调节资源，在过去几十年中其价格机制经历了多次变化，在电力体制改革的大背景下，抽水蓄能又面临着进入市场这一挑战。其价格机制问题值得探讨。与此同时，电化学储能在近几年里快速发展，通过合理的价格机制收回投资目前也成为电化学储能面临的重要课题。同为储能技术，抽水蓄能的经验或可为其提供借鉴。

 

抽水蓄能电站基本情况

 

目前中国在运的抽水蓄能电站有30座，国家电网范围内有25座，装机容量是2091万千瓦。这25座中有21座是国家电网公司控股，还有4座由地方企业控股。抽水蓄能电站在华北、华东和南方区域分布较多。在建抽水蓄能30座，装机容量4305千瓦，从分布情况来看，也主要是在华北、华东和南方电网。

 

总体来看，抽水蓄能为平抑系统峰谷波动、保障电网安全稳定运行、促进新能源消纳发挥了重要作用。比如说，当电网线路出现故障，抽水蓄能可以立刻启动运行，稳住电网频率。促进新能源消纳方面，根据测算，2018年在国家电网经营区域内，通过充分利用抽蓄电站，多消纳了新能源电量300多亿千瓦时。

 

国际上，总体来看，目前已经投运的欧美抽蓄电站80%以上是在上世纪60到90年代之间投产的，主要功能是配合核电运行。本世纪以来，欧洲抽水蓄能的发展也略有增长，这主要是应对上世纪90年代和21世纪初能源需求的增加，以及应对风电、光伏等波动性电源的发展。中国的抽水蓄能主要是在90年之后建设的。

 

2014年底的时候，日本是装机容量最多的国家，达到2450万千瓦，比重也最高，装机占全部装机容量的8.5%以上。2014年之后，中国抽水蓄能容量达到全球第一。虽然中国在21世纪以来抽水蓄能发展速度非常快，但在占比上与其他发达国家比还是差距较大。

 

和其他类型电源相比，抽水蓄能呈现了人无我有、人有我优和人优我专的特点。和水电、燃煤电站、燃气电站相比，抽水蓄能电站可以提供更加全面的辅助服务。相同的辅助服务，抽水蓄能的调节速率更快，调节的范围更宽，抽水蓄能可以在一两分钟之内从静止状态达到满发状态。另外人优我专，抽水蓄能是专门提供辅助服务的，其他电站主要的功能还是发电，如果承担发电任务的话，辅助服务的功能很难得到保障。举个例子，煤电如果满负荷运行，就无法提供备用，因为它的能力已经全部被占用了。

 

在价格机制方面，目前中国新投产的蓄能电站，首先要向省级物价主管部门申报电价方案。省级物价部门按照准许成本加合理收益，提出电站的价格水平建议，然后将建议申报到国家发改委。如果得到批准，这个省在销售电价调整时，会把抽水蓄能的电价纳入销售电价调整一起考虑，最终疏导给电力用户。在国网区域，容量电费一般由省级电网公司把钱付给主营抽水蓄能电站的新源公司。省级电网公司也需要消化掉这个成本，就把这个成本加到每一度电上。

 

但这种价格机制目前遇到一个问题。2016年以后，根据输配电价核定的相关规定，抽水蓄能的电站资产不能纳入可计提收益的固定资产范围，但对于不计入之后怎么办却并没有说明。所以未来新投产的抽水蓄能电站可能无法正常结算。

 

那能不能通过辅助服务市场来疏导抽水蓄能的费用？目前国家已经颁布了辅助服务管理办法，抽水电站是被动接受补偿，而且补偿金又比较低，每年不超过一千万元，和每年需要几个亿比应该说是杯水车薪。辅助服务市场改革提出了“谁受益谁承担”这样的分担共享机制，但是这个机制没有非常明确的细则支撑。抽水蓄能所提供的辅助服务，效益难以准确计算，收益对象众多，很难准确判断具体有哪些主体受益。

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