新能源+抽蓄”模式下 谈谈抽水蓄能电站的价格形成机制

 本文根据电力市场建设的进程，运用电力市场及有关电价理论，研究了在“新能源+抽蓄”模式下抽水蓄能电站的价格形成机制，提出了在“新能源+抽蓄”模式下，抽水蓄能电站投资费用和运行费用的回收机制及价格形成机制。

一、研究背景

新能源一般是指在新技术基础上加以开发利用的可再生能源, 包括太阳能、生物质能、风能、地热能、波浪能、洋流能和潮汐能, 以及海洋表面与深层之间的热循环等。随着我国新能源快速发展, 出现了弃风 (光) 限电的情景, 且形势严峻, 2015全国弃风电量339亿千瓦时, 同比增加213亿千瓦时。2016年全国弃风电量达497亿千瓦时。“新能源+抽蓄”模式是解决弃风 (光) 限电情况的有效途径之一。但是, 现在的抽水蓄能电站的电价是按2014年国家发展和改革委员会出台的《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》 (发改价格[2014]1763号) 执行。1763号文件适用于为了保证电网安全稳定运行的而建设的抽水蓄能电站。这部分电站装机容量的多少与电网用户的负荷特性有关。它们可以通过两部制电价向电网提供备用、AGC、调频、无功及黑启动等辅助服务。电网企业购买这些辅助服务的费用应从电网内的用户回收。

在“新能源+抽蓄”模式下的抽水蓄能电站, 其建设目的是多消纳新能源, 其装机容量的多少与电网内新能源的装机容量及出力特性有关。这些抽水蓄能电站的投资费用和运行费用不能作为辅助服务费用由电网内的用户承担, 但是如果建设抽水蓄能电站的投资费用和运行费用不能获得补偿, 发电企业将不愿意投资建设抽水蓄能电站。建立合理“新能源+抽蓄”模式下抽水蓄能电站的价格形成机制是促进消纳新能源发电电量的经济政策保障。

二、抽水蓄能电站的建设和经营体制分析

2.1 抽水蓄能电站的作用分析

抽水蓄能电站在电力系统中的作用主要体现在以下几个方面。

(1) 提供备用、AGC、调频、无功及黑启动辅助服务, 保证电网的安全经济运行, 提高用户的用电质量。

(2) 配合新能源、核电、供热机组运行。

由于新能源发电机组、核电和供热机组的发电出力曲线与用户用电曲线匹配性较差, 为了满足用户的用电需求, 需要建设抽水蓄能电站, 在电网中其“蓄水池”的作用, 配合新能源发电机组、核电和供热机组运行, 保证这些机组多发电量。

2.2 抽水蓄能电站现行的建设和经营体制分析

我国已建抽水蓄能电站目前运行管理模式上主要有电网统一运行、独立运行两种管理模式。

电网企业统一运行管理模式:抽水蓄能电站作为电网企业的分公司或一个生产车间, 由电网企业独资建设, 资产的所有权和经营权都归电网企业。在这种管理模式下, 抽水蓄能电站不是独立法人, 其经营风险与责任也完全由电网企业承担。在这种模式下, 抽水蓄能电站的投资费用和运行费用也由电网企业承担。

独立运行管理模式:按照国家《公司法》的要求, 成立独立的抽水蓄能电站有限责任公司, 由出资各方组建董事会, 出资各方按照出资金额的比例, 分享权利与义务。抽水蓄能电站公司为项目法人, 负责建设和经营抽水蓄能电站。抽水蓄能电站通过上网电价模式或租赁模式从电网公司获得收入。

2.3 “新能源+抽蓄”运行模式分析

“新能源+抽蓄”运行模式主要有以下三种:第一种是“一体化”运行模式 (见图1) ;第二种是“联合”运行模式 (见图2) , 第三种是“独立”运行模式 (见图3) 。

“一体化”运行模式:在“一体化”运行模式下, 新能源发电机组和抽水蓄能发电机组属于同一法人企业, 且新能源通过内部输电线路相连。“新能源+抽蓄”向电网提供的发电出力是经过抽水蓄能电站调节后的出力曲线。

“联合”运行模式:在“联合”运行模式下, 新能源发电机组和抽水蓄能发电机组组成运行联合体, 新能源发电机组和抽水蓄能发电机组既可以属于同一法人企业, 也可以属于不同的法人企业, 新能源通过公共电网和抽水蓄能电站相连。电网向联合体下达发电出力曲线, 联合体向新能源和抽水蓄能电站分别下达发电出力曲线。

“独立”运行模式:在“独立”运行模式下, 将新能源发电机组、抽水蓄能发电机组独立接入电网。电网分别向新能源发电企业和抽水蓄能电站下达发电出力曲线。

三、“新能源+抽蓄”模式下抽水蓄能电站回收机制研究

3.1 电力现货市场建立之前抽水蓄能电站的电价形成机制

3.1.1 “新能源+抽蓄”一体化模式下电价形成机制

“新能源+抽蓄”一体化模式是采用新能源发电机组和抽水蓄能电站联合运行的方式向电网统一供电。抽水蓄能电站的投运可以大量增加新能源发电企业的售电量, 因此, 抽水蓄能电站的投资费用和运行费用通过多销售的新能源发电量来回收。抽水蓄能电站的上网电价为新能源的标杆上网电价, 抽水电价同新能源发电企业和抽水蓄能电站协商确定。

3.1.2 “新能源+抽蓄”联合运行模式下电价形成机制

抽水蓄能电站应获得的收入=年投资费用及固定运行费用×上网容量+ 抽水蓄能电站的变动成本× 上网电量÷(1-厂用电率) + 抽水电量× (1-输电线损率) ×输电价。

抽水蓄能电站的上网电价为新能源的标杆上网电价。抽水蓄能的抽水电价= ( 上网电量×新能源的标杆上网电价-应获得的收入) ÷抽水电量

每个新能源发电单元承担的抽水电量=抽水电量÷联合体内新能源发电机组总发电量×新能源发电单元发电量。

3.1.3 “新能源+抽蓄”独立运行模式下电价形成机制

在独立运行模式中, 抽水蓄能电站多消纳的新能源发电电量不仅与新能源发电的装机规模有关, 也与其他电站的调峰能力有关。为了保证抽水蓄能电站能够合理回收其投资费用和运行费用, 需要建立调峰容量交易市场, 完成调峰交易及形成调峰价格。在交易市场中, 各种发电机组及电储能实施都可以进行调峰容量交易。调峰容量交易通常有两种模式:双边交易和集中撮合交易。集中撮合交易更能实时反映调峰容量的需求情况。

(1) 市场主体及要求。电网内接入公共电网, 且向公共电网供电的并网发电厂 (为保证电网安全运行而建设的抽水蓄能电厂除外) , 向本电网输送电能的输电线路以及经市场准入的电储能设施。

常规火电企业、水电企业、核电企业按机组为单位;燃气火电企业按一套机组为单位;输电线路按回路作为单元、新能源发电企业按注册单位为单元。

达不到基准调峰率的发电企业需要购买调峰容量, 购买调峰容量的企业统称为受让方, 出售调峰容量的企业统称为出让方。

基准调峰率根据电网用户负荷的日峰谷差率、负荷及事故备用、常规燃煤机组的最小技术出力确定。能源监管局可根据电网火电厂最小运行方式、电网调峰缺口对基准调峰率进行调整。

(2) 信息披露。电网的新能源企业根据对自身新能源发电机组出力的预测情况, 向电网调度部门提供第二天的新能源发电机组出力曲线。调度部门根据本电网第二天的负荷预测数据、开机机组的最大和必需出力 , 向本电网输送电能联络线各时段输送的电力数据、联络线向外电网各时段计划输送的电力数据, 对本电网进行电力电量平衡。

当Pt< 0 时，新能源发电机组的必需出力= 新能源机组的预测出力+ Pt，每个新能源发电企业新能源发电必需出力=新能源发电预测出力×[( 新能源机组的预测出力+Pt ) ÷新能源机组的预测出力]。

当0≤Pt时，新能源发电机组的必需出力= 新能源机组的预测出力。

当0≤Pt时，实际调峰率低于基准调峰率的机组购买调峰容量，实际调峰率高于基准调峰率的机组出售调峰容量。

当Pt <0 时，实际调峰率低于基准调峰率的机组及新能源机组购买调峰容量，实际调峰率高于基准调峰率的机组出售调峰容量。

当0≤Pt时, 实际调峰率低于基准调峰率的机组购买调峰容量, 实际调峰率高于基准调峰率的机组出售调峰容量。当Pt<0时, 实际调峰率低于基准调峰率的机组及新能源机组购买调峰容量, 实际调峰率高于基准调峰率的机组出售调峰容量。

(3) 价格申报。受让方根据自身的出力情况向调度机构申报购买调峰容量的时间、数量及价格。申报的电量和价格按15分钟 (或30分钟, 或1小时) 为一个周期, 形成连续96 (或48, 或24) 个节点的报价曲线。

出让方同样向调度部门进行报价, 报价包括电量、电价两部分, 报价按15分钟 (或30分钟, 或1小时) 为一个周期, 形成连续96 (或48, 或24) 个节点的报价曲线。出让方的最高报价为新能源发电机组的标杆上网。

申报最小单位为1兆瓦, 一个申报单元可以申请多组数据。

如单机200MW的燃煤机组, 在低谷时段内其出力为100MW, 发电企业可以根据启停一次的费用及发电的收入计算出售调峰容量的价格。出售调峰容量的价格确定方法如下:

价格= 启停费用/发电量+ 上网电价- 发电时的变动成本。

发电数量为100×停机时间。

(4) 价格形成。根据受让方和出让方在每个周期申报的调峰容量交易价格及交易量数据。根据报价、机组容量等级和申报时间进行排序, 即首先按报价排序, 对相同报价的机组按照容量等级排序, 对容量等级也相同的机组按照申报时间排序。

根据排序情况进行交易撮合, 按照“高低匹配”标准, 最低报价的出让方与最高报价的受让方匹配, 然后依次进行, 直至受让方价格小于出让方价格时停止。当达到以下两个条件之一时, 终止撮合:a.调峰容量出让方价格>调峰容量受让方价格;b.调峰容量出让方队列或调峰容量受让方队列为空。

完成匹配后, 将出让方和受让方所申报的数据进行更新。对那些已经完成申报电量的交易双方不再考虑, 重新匹配未完成交易电量的出让方及受让方, 继续进行调峰容量交易。然后, 重复交易双方都已经完成各自申报的电量。这时, 调峰容量交易全部完成, 根据所得到的结果及成交价格结算交易双方已经达成的结算电量。PH成交价格= (调峰容量出让方报价+调峰容量受让方报价) /2。

3.2 电力现货市场建立后抽水蓄能电站电价形成机制

(1) “新能源+抽蓄”一体化模式下电价形成机制。电力现货市场建立后, “新能源+抽蓄”可以作为一体向市场交易结构申报每小时 (或15分钟, 或30分钟) 的发电量及发电价格。当市场价格高时, 联合体增加发电量, 当价格低时减少发电量。抽水蓄能电站作为新能源发电机组的“蓄水池”, 保证联合体获得经济效益。

(2) “新能源+抽蓄”联合及独立运行模式下电价形成机制。电力现货市场建立后, 在能量市场上, 抽水蓄能电站在电网低谷时段买入低价电, 在高峰时段售出高价电获得收益。在电网低谷时段, 发电企业为了减少停机费用或弃掉的电量, 通常电价非常低;而在高峰时段发电, 电价比较高。抽水蓄能电站通过低买高卖获得经济效益。

另外, 抽水蓄能电站也可以参与辅助服务市场竞争, 获得辅助服务收入。抽水蓄能电站是参加辅助服务市场, 还是参与能量市场竞争完全由抽水蓄能电站决定。投资者是否建设抽水蓄能电站也完全由投资者根据市场行情决定。

四、结论

“新能源+抽蓄”模式下, 建设抽水蓄能电站的目的是多消纳新能源。其上网电价不能按“发改价格[2014]1763号”执行。在电力现货市场建立之前, 抽水蓄能电站投资费用及运行费用应通过新能源发电企业增加的售电量及调峰容量市场回收;其上网电价按新能源标杆上网电价执行或通过调峰容量市场竞争形成;其抽水电价是通过新能源发电企业和抽水蓄能电站协商形成或通过调峰容量市场竞争形成。电力现货市场建立后, 抽水蓄能电站在电网低谷时段买入低价电, 在高峰时段售出高价电获得收益;也可以参与辅助服务市场竞争, 获得辅助服务收入。

北极星智能电网在线官方微信