深度解析抽水蓄能与电化学储能的价格机制

 

参照国外经验，在市场成熟期，抽水蓄能电站可参与电能量市场，通过“低买高卖”获得收益，可参与AGC、常规备用的市场竞争，提供响应服务，获得市场效益。另外，可将黑启动、紧急事故备用等服务卖给系统安全管理机构，通过基于成本的费率方式获得费用补偿。

 

我们以辽宁省的蒲石河抽水蓄能电站为例，测算抽蓄电站通过电能量市场及各类辅助服务市场所能获得的收益。

 

国内外电力市场运行经验表明市场峰谷现货电价比仅为1.5～2倍左右。以澳大利亚电力市场为例，其负荷高峰时刻平均电价仅为低谷时刻平均电价的2倍左右，高峰电价为41澳元/MWh，低谷电价为21澳元/MWh 。浙江省电力市场2001－2002年的运行数据显示，现货电价均值在0.3元/kWh左右，负荷高峰期电价在0.5元/kWh以内，低谷期电价在0.25元/kWh左右 。在发电电价为抽水电价1.5倍的假设下，蒲石河抽水蓄能电站通过电能量市场获得收益占容量费的比重在20%以内。

 

国内外电力辅助服务市场历史运行数据表明，整个辅助服务市场的规模有限，分摊到单位度电的辅助服务价格较低。

 

美国PJM市场2014年负荷承担的所有辅助服务费用约为2美元/兆瓦时，折合人民币0.0025元/千瓦时。澳大利亚2014年辅助服务总费用为1亿澳元，折合人民币0.003元/千瓦时。

 

从国内看，2017年二季度电力辅助服务补偿费用共28.19亿元，占上网电费总额的0.76%，若取上网电价均值为0.5元/千瓦时，则辅助服务折合0.0038元/千瓦时。

 

假设负荷承担的所有种类辅助服务费用为0.01元/kWh，2015年辽宁电量规模约2000亿kWh，则辅助服务总费用为20亿元，蒲石河120万容量占全省4300万总装机的比重为3%，由于抽蓄电站提供AGC、调峰、常规备用时并无优势，假设蒲石河所能分得的辅助服务补偿与其容量占比成正比，则仅能分得0.6亿元。考虑加上电能量市场的收益，两者的收益与所需容量电费的比重在22%～70%之间，与现行容量电费仍存在较大资金缺口。

 

基于以上研究，我们建议在电力市场建成以前仍然采用两部制电价，容量电费纳入区域电网输配电准许成本，向省级电网传导，随省级电网输配电价一并回收，同时处理好与核价周期衔接问题。同时也可考虑由新能源、核电等抽蓄的收益方适度承担部分费用，降低全部由输配电价疏导的压力。

 

鉴于抽水蓄能电站同时具备公用属性和专用属性，在电力市场成熟以后，采用“固定采购+市场竞价”的多渠道方式解决抽水蓄能电价疏导问题。约80%的费用通过与电力交易或调度机构签订长期固定合同得到保障，对提供紧急事故备用、黑启动、无功等不宜市场化的辅助服务补偿。这部分费用通过输配电价疏导。余下约20%的费用，通过参与电能量市场和辅助服务市场竞争获得收入。 本/文-内/容/来/自:中-国-碳-排-放-网-tan pai fang . com