电力市场模式和抽水蓄能价格机制分析
我国抽水蓄能电站的管理体制和运营模式探讨
我国抽水蓄能电站的管理体制和运营模式探讨摘要：在我们国家，抽水蓄能电站是在这个时代才被建成的。
而抽水蓄能电站是后续电厂建设的重要组成部分，被归类为清洁能源。
作为一种新型的抽水蓄能电站，对其性能的改善，使我国的电力资源结构发生了巨大变化，所有现有的发电厂需要改变过去的传统模式，思考分析建设一个新的运营模式。
关键词：抽水蓄能电站；管理体制；运营模式；探讨前言：抽水蓄能电站是一家特殊的电力能源，除具备调整峰值功能外，还有相位调整，备用黑启动功能，这些功能在维持电力系统的安全性、稳定性和经济收益中起着重要作用。
随着国民经济的快速发展和如今社会用电结构的变化，人们对电网的运行的安全性和可靠性要求越来越高。
抽水蓄能电站的性能旨在确保电力系统的安全性和稳定性。
中国目前正在建设或规划许多新型的抽水蓄能电站，如何准确地去衡量他们的价值并促进该领域的发展一直是我们面临的挑战。
1我国抽水蓄能电站的价格机制1.1两部制电价机制电度电价与基本电价就是两部制电价的两个主要部分，能够将电量与容量在电站的作用充分反映出来，可用于市场条件完善阶段。
一般来说，都是由政府价格主管部门来对现行电价进行核定，在确定电价时，我国提倡采用市场竞价与招标的方式，能够吸引更多投资。
电站的综合利用小时在该电价模式下较高，在2020年平均达到了2174小时。
1.2容量制电价机制该电价机制主要是以机组平均投资成本为前提展开制定，能够将电站的容量作用很好的反映出来，能够吸引投资，回报十分稳定，在市场条件未完善阶段较为适用。
但是容量制电价已经脱离了电量、设备利用情况，对于电网调度的积极性难以发挥作用，所以，电站综合利用小时在此模式下较低，2020年平均为1325小时。
1.3电网内部结算电价机制对于电网企业独资的抽水蓄能电站较为适用电网内部结算电价，电站应结合电网的实际需求开展建设。
作为电网的一项资产与设备，电站成本由电网企业独自承担，对于电站的动态效益与静态效益难以直接反映出来。
国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知
国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会•【公布日期】2014.07.31•【文号】•【施行日期】2014.08.01•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业,价格正文国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局，国家电网、南方电网：为了促进抽水蓄能电站健康发展，充分发挥抽水蓄能电站综合效益，经商国家能源局，决定进一步完善抽水蓄能电站价格形成机制。
现就有关问题通知如下：一、抽水蓄能电站价格机制电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价。
电价按照合理成本加准许收益的原则核定。
其中，成本包括建设成本和运行成本；准许收益按无风险收益率（长期国债利率）加1%-3%的风险收益率核定。
（一）两部制电价中，容量电价主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定。
逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价。
（二）电量电价主要体现抽水蓄能电站通过抽发电量实现的调峰填谷效益。
主要弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本。
电价水平按当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘等环保电价，下同）执行。
（三）电网企业向抽水蓄能电站提供的抽水电量，电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行。
二、鼓励通过市场方式确定电价为推动抽水蓄能电站电价市场化，在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主、电量、容量电价、抽水电价和上网电价。
三、抽水蓄能电站费用回收方式电力市场化前，抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（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。
四、加强对抽水蓄能电站建设和运行的管理（一）抽水蓄能电站应根据电力系统需要和站址资源条件统一规划、合理布局、有序建设。
抽水蓄能电站
目前抽水蓄能电站的投资机制、经营模式和电价政策方面还存在一些不尽合理的地方。
主要表现在以下几个方面：(一)抽水蓄能电站缺乏统一规划、统一管理，不利于社会资源的优化配置抽水蓄能电站投资巨大，百万千瓦级的抽水蓄能电站投资在40亿元左右。
由于建设抽水蓄能电站对地方经济的拉动和对GDP增长的推动，加之现行电价机制的影响，使得各地上马抽水蓄能电站项目的积极性极高。
据初步调查，目前全国绝大多数省区都有一定的抽水蓄能电站资源储备,可建抽水蓄能电站站址247处，规模约3．1亿千瓦，个别省仅选点就达三十几个，这些项目的前期开发投入，少则上百万元，多则上千万元甚至上亿元，造成资源的极大浪费。
(二)部分政策不到位、不明晰，影响了抽水蓄能电站综合效益的发挥。
通过近期对国内数座百万千瓦级的抽水蓄能电站的调研发现，采取“国家核定租赁费模式”的抽水蓄能电站在实际运营过程中还存在一定的问题，这些问题甚至已经影响到抽水蓄能电站综合效益的发挥。
这一点从各抽水蓄能电站的年利用小时数上可见一斑。
在已经转入商业运营的抽水蓄能电站中，执行“国家核定租赁费模式”的部分抽水蓄能电站年利用小时数较低，大多在100—200小时左右，最低的仅28小时，其主要作用体现在迎峰度夏、特殊时期保电和紧急备用上。
在调研过程中发现，执行“国家核定租赁费模式”的抽水蓄能电站问题主要有：一是抽水蓄能电站运行费用分摊原则不明。
由于抽水蓄能电站的能量转换过程中存在25％的能量损失，而且抽水蓄能电站启停次数越多，利用小时数越高，发挥的作用越大，产生的损耗自然也就越多。
“国家核定租赁费模式”保证了抽水蓄能电站的还本付息和合理收益，但没有明确规定抽水蓄能电站运行费用(主要为运行过程中产生的电能损耗)如何分摊，这个问题目前已经成为影响抽水蓄能电站发挥综合效益的一个重要因素。
目前，抽水蓄能电站运行费用有由发电企业承担和由电网企业承担两种方式。
发电企业认为按照国家有关规定承担租赁费外，额外承担运行费用违反国家有关规定，利益受损；由电网企业承担运行费用无形中增加了网损，影响调度使用抽水蓄能电站的积极性，由于目前电力调度机构归属电网公司，从经济利益出发，电力调度机构对抽水蓄能电站自然采用了“能不用就不用”的调用方式。
电力现货市场下储能系统经济效益研究
电力现货市场下储能系统经济效益研究在当今能源转型的大背景下，电力现货市场逐渐成为电力行业的重要组成部分。
储能系统作为一种新兴的技术手段，在电力现货市场中发挥着越来越重要的作用。
本文旨在深入研究电力现货市场下储能系统的经济效益，分析其影响因素和潜在的收益途径。
一、电力现货市场概述电力现货市场是指在短时间内（通常为日前、日内或实时）进行电力交易的市场。
在这个市场中，电力的价格会根据供需关系实时波动，反映出电力在不同时间和地点的真实价值。
这种市场机制能够激励发电企业和用户更加高效地利用电力资源，提高电力系统的运行效率和稳定性。
二、储能系统的工作原理和类型储能系统是一种能够将电能储存起来，并在需要时释放的装置。
其工作原理主要包括电能的存储和释放两个过程。
常见的储能技术包括电池储能（如锂离子电池、铅酸电池等）、超级电容器储能、飞轮储能、抽水蓄能等。
不同类型的储能技术具有不同的特点和适用场景，例如电池储能适用于小规模、分布式的应用场景，而抽水蓄能则适用于大规模、集中式的电力存储。
三、储能系统在电力现货市场中的作用1、平衡供需在电力现货市场中，供需的实时变化可能导致电价的大幅波动。
储能系统可以在电力供应过剩时存储电能，在电力供应不足时释放电能，从而有效地平衡供需，稳定电价。
2、提供辅助服务储能系统可以为电力系统提供诸如调频、调压、备用等辅助服务。
通过快速响应电力系统的变化，储能系统能够提高电力系统的可靠性和稳定性，从而获得相应的收益。
3、参与市场套利由于电力现货市场中电价的波动，储能系统可以在电价低谷时充电，在电价高峰时放电，通过这种方式实现套利，获取经济收益。
四、影响储能系统经济效益的因素1、储能系统成本储能系统的成本包括设备购置成本、安装成本、运行维护成本等。
成本的高低直接影响到储能系统的经济效益。
目前，储能技术的成本仍相对较高，但随着技术的不断进步和规模的扩大，成本有望逐步降低。
2、电力现货市场价格机制电力现货市场的价格波动规律、峰谷价差、辅助服务价格等因素都会对储能系统的收益产生重要影响。
抽水蓄能电站工程造价影响分析及控制造价措施探究
抽水蓄能电站工程造价影响分析及控制造价措施探究1. 引言1.1 研究背景抽水蓄能电站是一种利用能源储备的电站类型，其具有储能效率高、灵活性强、环保等优点。
随着新能源的快速发展和能源结构调整的要求，抽水蓄能电站在能源领域中逐渐受到重视。
抽水蓄能电站的建设和运营成本较高，因此如何有效控制其工程造价对于推动抽水蓄能电站项目的开发至关重要。
目前，国内外对于抽水蓄能电站工程造价影响因素的研究较少，针对该问题的研究较为有限。
本文旨在通过对抽水蓄能电站工程造价影响因素的详细分析和探讨，结合相应的控制造价措施，为抽水蓄能电站项目的规划和实施提供参考和建议。
通过经济性、技术性和管理性等方面的分析，全面评估抽水蓄能电站项目的可行性和风险，为相关决策提供理论支持。
本研究将深入探讨抽水蓄能电站工程造价的影响因素和控制策略，旨在为相关领域的研究和实践提供借鉴和指导。
1.2 研究目的研究目的是为了深入分析抽水蓄能电站工程造价的影响因素，探讨如何有效控制造价，进而提高抽水蓄能电站的建设效率和经济性。
通过研究，我们希望能够从技术、经济和管理等多个方面全面了解造价影响机制，找出其中的关键问题和瓶颈，为今后抽水蓄能电站工程的造价控制提供科学依据和有效措施。
通过对抽水蓄能电站工程造价影响因素的深入分析，可以为推动抽水蓄能电站工程的发展和推广提供有力支持，为我国清洁能源产业的健康发展做出贡献。
通过本研究的开展，希望可以为抽水蓄能电站工程造价管理和控制提供一定的参考和借鉴，推动抽水蓄能电站工程在我国的广泛应用和发展。
1.3 研究意义抽水蓄能电站是一种具有高效能、低耗能、环保等优点的新型能源利用方式，对于提高电网的调峰能力、降低能源浪费、保障能源供应等方面具有重要意义。
抽水蓄能电站工程造价是影响其建设和运营的重要因素之一。
分析抽水蓄能电站工程造价影响因素，探究控制造价的策略以及进行经济性、技术性、管理性等方面的分析，对于有效控制工程造价，提高工程效益具有重要意义。
电力现货市场下储能系统经济效益研究
电力现货市场下储能系统经济效益研究在当今能源转型的大背景下，电力现货市场逐渐成为电力行业发展的重要方向。
储能系统作为一种灵活的能源存储和调节手段，在电力现货市场中扮演着日益关键的角色。
深入研究电力现货市场下储能系统的经济效益，对于推动储能技术的广泛应用、优化电力资源配置以及促进可再生能源的消纳具有重要意义。
电力现货市场是一种实时交易的电力市场，其价格随时间和供需关系的变化而波动。
这种价格的波动性为储能系统提供了盈利的机会。
储能系统可以在电价低谷时充电储存电能，在电价高峰时放电供应电能，从而实现价差套利，获取经济收益。
储能系统的类型多种多样，包括电池储能、超级电容器储能、飞轮储能、抽水蓄能等。
不同类型的储能系统在技术特点、成本、效率等方面存在差异，其在电力现货市场中的经济效益也有所不同。
以电池储能为例，锂离子电池是目前应用较为广泛的一种电池储能技术。
它具有能量密度高、响应速度快等优点，但成本相对较高。
在电力现货市场中，锂离子电池储能系统可以通过快速响应电价变化，进行精准的充放电操作，从而获得较好的经济效益。
然而，其初始投资较大，使用寿命有限，这在一定程度上影响了其整体的经济性。
超级电容器储能则具有功率密度高、充放电速度极快的特点，适用于对功率响应要求极高的场合，但其能量密度较低，难以大规模存储电能。
在电力现货市场中，超级电容器储能系统可以用于提供短时的电力支撑，获取辅助服务收益，但由于其储能容量有限，价差套利的收益相对较少。
飞轮储能具有高效率、长寿命的优点，但成本较高，且储能容量相对较小。
在电力现货市场中，它可以用于快速平衡供需波动，为系统提供频率调节等服务，从而获得相应的经济回报。
抽水蓄能是一种传统的储能技术，具有规模大、成本低、寿命长等优点。
在电力现货市场中，抽水蓄能电站可以通过在低谷时段抽水蓄能，高峰时段放水发电，实现大规模的电能存储和调节，获得稳定的经济效益。
储能系统在电力现货市场中的经济效益不仅取决于其自身的技术和成本特性，还受到市场机制、政策环境等多种因素的影响。
从行业发展和电价机制看《抽水蓄能电站经济评价规范》的特点和作用
标准评析从行业发展和电价机制看《抽水蓄能电站经济评价规范》的特点和作用■ 高 洁1 岳 蕾1 翟海燕2 朱方亮1（1.水电水利规划设计总院；2.国网新源集团抽水蓄能研究院）摘 要：本文以抽水蓄能行业发展为主要脉络，分析了抽水蓄能发展规划和电价机制的重要成果，梳理了抽水蓄能电站经济评价标准化工作。
从2013年全国抽水蓄能选点规划到2021年抽水蓄能中长期发展规划，展现了抽水蓄能行业发展的巨大潜力，以及开展社会资源配置和投资主体决策的必要性。
从单一主体到多元主体开发，以及容量电价相应电费的疏导过程，体现了抽水蓄能电站经济评价工作与电价机制密切相关。
本文根据新时期抽水蓄能行业发展需求和电价机制，总结分析了最新发布《抽水蓄能电站经济评价规范》（NB/T 11175-2023）的特点和作用。
关键词：抽水蓄能电站经济评价，抽水蓄能价格机制，抽水蓄能电站技术标准体系DOI编码：10.3969/j.issn.1002-5944.2023.20.026Analysis of the Features and Roles of Code for economic evaluation ofpumped storage power stations Based on the Industrial Development andPrice MechanismGAO Jie1 YUE Lei1 ZHAI Hai-yan2 ZHU Fang-liang1（1. China Renewable Energy Engineering Institute;2. Pumped-storage Technological & Economic Research Institute of State Grid Xinyuan Co., Ltd.）Abstract:Based on the development of pumped storage industry, this paper analyzes the important achievements of pumped-storage industrial development plan and price mechanism, and reviews the standardization of economic evaluation of pumped-storage power station. From the 2013 National Pumped-storage Site Selection Plan to the 2021 Pumped-storage Medium and Long-term Development Plan, the enormous potential for the development of the pumped-storage industry has been demonstrated, and it is necessary to carry out social resource allocation and investor decision-making. From unitary investor to multi-funding investors, as well as the transmitting process of electricity bills corresponding to capacity price, it refl ects that the economic evaluation of pumped-storage power station is closely related to the price mechanism. According to the development requirements and price mechanism of pumped-storage in the new era, the characteristics and functions of the newly issued NB/T 11175-2023, Code for Economic Evaluation of Pumped Storage Power Stations, are summarized and analyzed.Keyword: economic evaluation of pumped-storage power stations, pumped-storage price mechanism, technical standards system on pumped-storage power station基金项目：本文受水电水利规划设计总院有限公司科技项目“可再生能源参与电力市场竞价模式研究”（项目编号：ZX-KJGH-20220003）、中国电建集团科技项目“基于水电站工程储能工厂建设关键技术研究”（项目编号：DJ-ZDXM-2021-26）、中国电建集团科技项目“流域梯级‘水风光储’一体化关键技术”（项目编号：DJ-HXGG-2022-01）、国家自然科学基金项目“黄河上游水资源演变对水光风储多能互补影响”（U2243232）资助。
抽水蓄能电站容量价格研究
0 引言“双碳”目标下，以风电、光伏为主的新能源实现了快速发展，然而由于新能源的“三性”问题，高比例新能源并网必将加大电网安全稳定运行的难度，亟须灵活性调节资源支撑，以提高电力系统的安全稳定运行能力。
抽水蓄能具有消纳存储和灵活调节能力，在新能源消纳、调峰调频、调相调压和紧急事故处理方面发挥着重要作用，是电力系统不可或缺的稳定器。
2023年5月，国家发展改革委印发《国家发展改革委关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（以下简称“533号文”），核定了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，并加强了对抽水蓄能电站容量电价执行情况的监管。
基于此，本文基于我国在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站，分析全国抽水蓄能电站容量价格的主要特点和影响因素，以及发展抽水蓄能对电价水平的影响，以期为抽水蓄能电站的投资决策提供一定的理论参考。
1 我国抽水蓄能电站价格机制及运营模式的发展历程在我国抽水蓄能价格机制及运营模式的发展历程中，抽水蓄能电站的运营模式、价格机制以及成本回收途径之间密切相关，见图 1。
其中，主要包括单一电量电价、电网内部核算电价、容量制电价和两部制电价四种价格机制，以及租赁制、电网统一运营、委托电网运营和独立运营四种模式，见表1和表2。
现阶段，根据2021年4月，国家发展改革委印发的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意》（以下简称“633号文”），2023年起我国所有在运抽水蓄能电站均执行两部制电价。
2 抽水蓄能电站容量价格分析2.1 全国抽水蓄能电站容量价格概况全国48座在运及2025年底前拟投运的抽水蓄能电站总装机容量达5600万kW，分别为31座已投运抽水蓄能电站、总装机容量3050万kW和17座拟投运抽水蓄能电站、总装机容量2550万kW。
31座已投运抽水蓄能电站核定容量价格在289.73元/kW（河北潘家口）～823.34元/kW（安徽响洪甸）之间，17座拟投运抽蓄电站核定容量价格在471.18元/kW（山东文登）～690.36元/kW（新疆阜康）之间。
呼和浩特抽水蓄能电站电价机制及对策研究分析
２０２０年第１０期２０２０Ｎｕｍｂｅｒ１０水电与新能源ＨＹＤＲＯＰＯＷＥＲＡＮＤＮＥＷＥＮＥＲＧＹ第３４卷Ｖｏｌ.３４ＤＯＩ:１０.１３６２２/ｊ.ｃｎｋｉ.ｃｎ４２－１８００/ｔｖ.１６７１－３３５４.２０２０.１０.００８收稿日期:２０２０－０９－０８作者简介:余㊀健ꎬ男ꎬ工程师ꎬ主要从事水利水电工程设计㊁项目管理等工作ꎮ呼和浩特抽水蓄能电站电价机制及对策研究分析余㊀健１ꎬ白㊀威２ꎬ刘㊀蕊１(１.中国电建集团北京勘测设计研究院有限公司ꎬ北京㊀１０００２４ꎻ２.内蒙古呼和浩特抽水蓄能发电有限责任公司ꎬ内蒙古呼和浩特㊀０１００５１)摘要:根据我国抽水蓄能电站的电价模式ꎬ分析内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站电价机制的探索与形成ꎬ由于抽水蓄能电站经济和技术上的特殊性ꎬ结合我国电力体制改革的总体部署ꎬ按照循序渐进ꎬ分步实施的原则ꎬ最终确定了呼蓄电站采用两部制电价机制ꎮ关键词:抽水蓄能电站ꎻ电价机制ꎻ研究ꎻ分析中图分类号:ＴＶ７４３㊀㊀㊀文献标志码:Ａ㊀㊀㊀文章编号:１６７１－３３５４(２０２０)１０－００３９－０４ＥｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙＰｒｉｃｉｎｇＭｅｃｈａｎｉｓｍａｎｄＣｏｕｎｔｅｒｍｅａｓｕｒｅｓｉｎＨｏｈｈｏｔＰｕｍｐｅｄＳｔｏｒａｇｅＰｏｗｅｒＳｔａｔｉｏｎＹＵＪｉａｎ１ꎬＢＡＩＷｅｉ２ꎬＬＩＵＲｕｉ１(１.ＰｏｗｅｒｃｈｉｎａＢｅｉｊｉｎｇＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＣｏ.ꎬＬｔｄ.ꎬＢｅｉｊｉｎｇ１０００２４ꎬＣｈｉｎａꎻ２.ＨｏｈｈｏｔＰｕｍｐｅｄＳｔｏｒａｇｅＰｏｗｅｒＧｅｎｅｒａｔｉｏｎＣｏ.ꎬＬｔｄ.ꎬＨｏｈｈｏｔ０１００５１ꎬＣｈｉｎａ)Ａｂｓｔｒａｃｔ:ＴｈｅｃｕｒｒｅｎｔｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙｐｒｉｃｉｎｇｍｏｄｅｓｉｎＣｈｉｎａｉｓｓｕｍｍａｒｉｚｅｄ.ＴｈｅｎꎬｔｈｅｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙｐｒｉｃｉｎｇｍｅｃｈａｎｉｓｍｉｎＨｏ￣ｈｈｏｔＰｕｍｐｅｄＳｔｏｒａｇｅＰｏｗｅｒＳｔａｔｉｏｎｉｓｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄ.Ｃｏｎｓｉｄｅｒｉｎｇｔｈｅｅｃｏｎｏｍｉｃａｎｄｔｅｃｈｎｉｃａｌｐａｒｔｉｃｕｌａｒｉｔｙｏｆｐｕｍｐｅｄｓｔｏｒ￣ａｇｅｐｏｗｅｒｓｔａｔｉｏｎｓꎬａｎｄｆｏｌｌｏｗｉｎｇｔｈｅｏｖｅｒａｌｌａｒｒａｎｇｅｍｅｎｔｏｆＣｈｉｎａ ｓｅｌｅｃｔｒｉｃｐｏｗｅｒｓｙｓｔｅｍｒｅｆｏｒｍꎬｔｈｅｔｗｏ￣ｐａｒｔｔａｒｉｆｆｍｅｃｈａｎｉｓｍｉｓａｄｏｐｔｅｄｉｎＨｏｈｈｏｔＰｕｍｐｅｄＳｔｏｒａｇｅＰｏｗｅｒＳｔａｔｉｏｎｗｉｔｈｔｈｅｐｒｉｎｃｉｐｌｅｏｆｇｒａｄｕａｌａｎｄｓｔｅｐ￣ｂｙ￣ｓｔｅｐｉｍｐｌｅｍｅｎ￣ｔａｔｉｏｎ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:ｐｕｍｐｅｄｓｔｏｒａｇｅｐｏｗｅｒｓｔａｔｉｏｎꎻｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙｐｒｉｃｉｎｇｍｅｃｈａｎｉｓｍꎻｒｅｓｅａｒｃｈꎻａｎａｌｙｓｉｓ㊀㊀呼和浩特抽水蓄能电站(以下简称呼蓄电站)位于内蒙古自治区呼和浩特市东北部的大青山区ꎬ是内蒙古自治区第一座抽水蓄能电站ꎬ依据投资测算报告ꎬ工程静态总投资５３.２６亿元ꎬ动态总投资６５.９２亿元ꎬ对蒙西电网具有调峰㊁填谷㊁调频㊁调相㊁事故备用和黑启动等多种功能ꎬ主要是保障蒙西电网安全稳定经济运行ꎬ并可提高蒙西电网新能源消纳ꎮ呼蓄电站枢纽主要由上水库㊁水道系统㊁地下厂房系统㊁下水库工程组成ꎬ电站安装４台３００ＭＷ水泵/水轮发电电动机组ꎬ总装机容量１２００ＭＷꎮ以５００ｋＶ一回出线接入蒙西电网ꎬ电站额定水头为５２１ｍꎬ设计年发电量２０.０７５亿ｋＷ ｈꎬ年抽水电量２６.７６７亿ｋＷ ｈꎬ年发电利用小时数１６７３ｈ㊁年抽水利用小时数２１７４ｈ[１]ꎮ呼蓄电站于２００６年８月由国家发改委核准ꎬ工程建设历经１０年ꎬ投产运行近５年ꎬ工程竣工财务决算控制在审定概算范围６５.８５亿元以内ꎬ电站枢纽建筑物运行性态良好ꎬ机组设备性能优良ꎬ各项运行特征指标均满足设计㊁规程规范和考核目标要求ꎮ１㊀现行电价模式分析１)单一电量电价模式ꎮ２００４年以前投产的抽水蓄能电站大部分采取了单一电量电价经营模式ꎬ国家发改委核定抽水蓄能电站的上网电价(相对较高)和抽水电价(相对较低)ꎬ电站按电网调度要求运行ꎬ电站经营收益通过电量电费实现[２]ꎮ如北京十三陵㊁安徽响洪甸㊁浙江溪口㊁河南回龙抽水蓄能电站均采用了单一电量电价模式ꎮ２)两部制电价模式ꎮ所谓 两部制电价 是按照发电厂机组的可用容量及上网的发电量分别计付电费的电价制度ꎬ包括容量电价和电量电价ꎮ其中容量电９３水电与新能源２０２０年第１０期价主要体现抽水蓄能电站提供备用㊁调频㊁调相和黑启动等辅助服务价值ꎬ按照弥补抽水蓄能电站的固定成本及准许收益原则核定ꎻ电量电价主要体现抽水蓄能电站通过抽发电量实现的调峰填谷效益ꎬ主要弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本[３]ꎮ华东地区天荒坪抽水蓄能电站采用了两部制电价模式ꎬ其容量电价为４７０元/ｋＷ ａꎬ上网电价０.２６４元/ｋＷ ｈꎬ抽水电价０.１８２９元/ｋＷ ｈꎮ此外ꎬ湖北天堂㊁江苏沙河抽水蓄能电站也采用了两部制电价模式ꎮ３)租赁模式ꎮ由电网公司和发电企业联合租赁ꎬ租赁费由抽水蓄能电站和电网公司㊁发电企业协商确定ꎮ电站的成本㊁经济收益完全通过租赁费回收ꎬ如广州抽水蓄能电站采用租赁经营模式ꎮ４)国家核定租赁费模式ꎮ国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则ꎬ核定抽水蓄能电站的年租赁费ꎬ不再核定电价ꎮ根据«国家发展改革委关于桐柏㊁泰安抽水蓄能电站电价问题的通知»(发改价格[２００７]１５１７号)等租赁费核定文件ꎬ租赁费一般由电网企业承担５０％ꎬ发电企业和用户各承担２５％ꎮ根据发电企业应承担的年租赁费㊁国家批准的抽水电价与中标企业标杆电价形成的价差确定招标抽水电量ꎬ电网企业通过招标抽水电量电费之差收取发电企业应承担部分ꎬ用户承担部分纳入销售电价调整方案统筹解决[４]ꎮ目前ꎬ浙江桐柏㊁山东泰山㊁河南宝泉㊁河北张河湾㊁山西西龙池㊁广东惠州㊁江苏宜兴㊁安徽琅琊山等相当数量的抽水蓄能电站采取了国家核定租赁费的经营模式ꎮ２㊀呼蓄电站电价机制的研究２０１０年９月ꎬ内蒙古自治区发改委组织对呼蓄电站的电价机制进行深入的调查研究㊁反复测算和论证ꎬ首先重点分析了呼蓄电站在蒙西电网中的作用及面临的问题ꎬ呼蓄电站运行可有效提高蒙西电网调峰能力和接纳风电能力ꎬ可减小风电弃风ꎬ改善常规火电机组运行状况ꎬ提高电网调峰㊁调频㊁调相能力ꎬ无论静态效益还是动态效益都非常显著ꎮ但是ꎬ运营模式不明确是呼蓄电站面临的主要风险ꎮ结合国内抽水蓄能电站电价机制及相关的政策法规对比分析ꎬ提出了三种运营模式的建议ꎮ２.１㊀电网企业租赁模式该模式为我国目前抽水蓄能电站运营模式的普遍情况ꎮ假设呼蓄电站机组由电网公司租赁运营ꎬ电网公司支付租赁费ꎮ按照弥补固定成本和合理收益的原则ꎬ年租赁费为７.５６亿元ꎮ本着不调整销售电价的原则ꎬ租赁费由电网企业和发电企业分摊ꎮ参考国家发改委的有关规定ꎬ确定电网企业和发电企业承担的比例各为５０％ꎬ即３.７８亿元ꎮ发电企业承担的部分通过电网企业在用电低谷招标采购抽水电量解决ꎮ当呼蓄电站运行费用由电网企业承担时ꎬ采购抽水电量的指导价格为０.１４３７元/ｋＷ ｈꎻ当呼蓄电站运行费用由发电企业承担时ꎬ采购抽水电量的指导价格为０.０７２５元/ｋＷ ｈꎬ同时对抽水电量的认购工作进行了详细分析ꎮ由于电价较低ꎬ火电企业认购抽水电量的积极性较低ꎬ抽水电量将主要由风电企业认购ꎮ供热期存在弃风时ꎬ抽水电量的认购工作很好开展ꎬ并给出了具体的操作方式ꎮ为了解决非供热期抽水电量的认购问题ꎬ提出了一种新的认购方式ꎬ将抽水电量的认购分为非供热期和供热期ꎬ两个时期内的认购电量按照１ʒ１(或者１ʒ１.２ꎬ该比例可以适当调整)进行配比ꎬ即非供热期认购１ｋＷ ｈ抽水电量ꎬ供热期才能认购１ｋＷ ｈ电量ꎮ在这种认购方式下ꎬ风电企业仍然可以通过认购抽水电量获得收益ꎬ同时也解决了非供热期抽水电量的认购问题ꎬ使得呼蓄电站的效益能够得到充分发挥ꎮ２.２㊀充分利用弃风电量的租赁模式该模式以租赁制为主ꎬ符合我国目前抽水蓄能电站运营模式的情况ꎬ合理衡量呼蓄电站的动态效益ꎬ但又充分利用风电的弃风电量实现呼蓄电站的收益ꎬ体现了谁获益谁补偿的原则ꎮ当存在弃风时ꎬ充分利用弃风电量抽水发电ꎮ由于风能是一种成本几乎为零的一次能源ꎬ在出现弃风的情况下ꎬ风电场能够接受较低的电价ꎮ风电企业利用弃风电量认购呼蓄电站的抽水电量ꎬ抽水电价为零ꎬ但风电企业仍然可以通过国家可再生能源发电补贴获得额外收益ꎮ白天呼蓄电站以脱硫燃煤机组标杆上网电价发电ꎬ利用电价差获取一部分收益ꎮ考虑供热期每日弃风时ꎬ呼蓄电站的这部分收益为３.２９亿元ꎮ呼蓄电站的动态效益同样显著ꎬ但不易衡量ꎬ因此ꎬ采用租赁制予以体现ꎮ按照补偿固定成本和合理收益的原则确定呼蓄电站的年租赁费ꎬ减去呼蓄电站利用弃风电量抽水发电获得的收益ꎬ就是电网公司支付给呼蓄电站的租赁费ꎬ在动态总投资为７０亿元时租赁费约为４.２７亿元ꎮ租赁费由电网企业和发电企业分摊ꎬ分摊比例按照国家发改委的有关规定ꎬ可确定为电网企业和发电企业各承担５０％ꎬ均为２.１４亿元ꎮ由发电企业分摊的租赁费采取有偿辅助服务的方式ꎬ由并网发电厂按照上网电量分摊ꎬ但不同的发电厂根据提供辅助服务情况的不同设定不同的分摊权重系数ꎬ发电厂提供的辅助服务越多ꎬ权重系数越小ꎬ分摊越少ꎮ０４余㊀健ꎬ等:呼和浩特抽水蓄能电站电价机制及对策研究分析２０２０年１０月２.３㊀风电企业租赁模式在这种模式下ꎬ呼蓄电站由多家风电企业联合租赁运营ꎬ风电企业承担呼蓄电站的年租赁费ꎮ电网企业负责风电和呼蓄电站的联合运行ꎮ在现有电网接纳风电能力的基础上ꎬ租赁呼蓄电站的风电企业获得额外的发电量ꎬ这部分电量由呼蓄电站抽水消纳ꎬ风电企业由于呼蓄电站的运行获得收益ꎮ每年结算时ꎬ各风电企业按照所增加的发电量ꎬ承担呼蓄电站的租赁费用ꎮ对这种模式进行了经济性分析ꎬ当呼蓄电站所吸收的弃风电量大于１４.８２４亿ｋＷ ｈ时ꎬ租赁呼蓄电站的风电企业就能够获得收益ꎮ３㊀呼蓄电站电价的探索与分析２００９年１０月~２０１８年１２月ꎬ呼蓄电站由中国长江三峡集团有限公司(以下简称三峡公司)建设㊁运营和管理ꎮ期间ꎬ在三峡公司和内蒙古自治区政府的多次商谈下ꎬ呼蓄电站的电价机制初步形成ꎮ内蒙古自治区政府㊁内蒙古自治区发改委㊁三峡公司多次向国家发改委汇报情况ꎬ国家发改委于２０１３年组织专家组就抽水蓄能电站的电价问题进行了专题研究ꎬ根据全国抽水蓄能电站的实际情况ꎬ在２０１４年发布了«关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知»([２０１４]１７６３号)文件ꎬ抽水蓄能电站电价机制的确定有了政策依据ꎮ２０１４年９月ꎬ呼蓄公司根据国家有关文件精神向内蒙古自治区发改委报送了«关于核定呼蓄电站电价有关问题的请示»ꎬ文件中提出呼蓄电站每年的容量电价约为８１６元/ｋＷ(比可研报告中预测的１０９０.６６８元/ｋＷ低)ꎬ每年约９.６１亿元ꎻ电量电价按蒙西电网燃煤机组标杆上网电价０.３００４元/度执行ꎬ抽水电价按蒙西电网燃煤机组标杆上网电价的７５％执行ꎬ为０.２２５３元/ｋＷ ｈꎻ每年抽发损耗电费约为２.０１亿元ꎮ根据国家发展和改革委员会的有关文件精神ꎬ呼蓄电站实行两部制电价ꎮ３.１㊀容量电价根据内蒙古自治区发改委的意见ꎬ考虑各方面的实际情况ꎬ采取合理分担ꎬ分部落实的政策解决ꎬ具体如下:①通过内蒙古自治区煤电联动腾出的空间疏导３亿元容量电费ꎻ②按照内蒙古自治区政府«关于建立可再生能源保障性收购长效机制的指导意见»(内政办法[２０１５]２５号)中 可再生能源发电量执行年度计划管理 ꎬ通过蒙西电网风电企业年平均利用小时超出２０００ｈ的部分视为超发电量ꎬ从超发中拿出部分收益弥补呼蓄电站剩余容量电费ꎮ３.２㊀电量电价按照«国家发展改革委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)要求ꎬ呼蓄电站发电上网电价按燃煤机组标杆上网电价执行ꎬ抽水电价按燃煤机组标杆上网电价的７５％执行ꎮ３.３㊀容量电价分部落实情况经过呼蓄公司坚持不懈与内蒙古自治区政府㊁内蒙古自治区发改委的沟通协调ꎬ不断加强与内蒙古自治区政府的协商ꎬ争取内蒙古自治区发改委多次召集蒙西地区大部分风电企业㊁内蒙古电力(集团)有限责任公司等相关单位组织召开专题会议ꎬ研究协调呼蓄电站电价有关问题ꎮ内蒙古自治区政府和内蒙古自治区发改委听取了呼蓄公司有关人员的汇报和建议ꎬ并就这些问题达成了共识ꎮ２０１５年４月ꎬ内蒙古自治区发改委发布了«关于降低我区燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知»(内发改价字[２０１５]４３１号)文件ꎬ文件规定 利用下调燃煤发电上网电价形成的降价空间ꎬ在内蒙古西部电网疏导内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站部分容量电费３亿元 ꎮ２０１５年１１月ꎬ内蒙古自治区发改委发布了«关于蒙西地区可再生能源发电企业分摊呼和浩特抽水蓄能电站电价有关事宜的通知»(内发改价字[２０１５]１５００号)文件ꎬ文件规定呼蓄电站容量电价按照弥补固定成本和准许收益的原则确定ꎬ在成本监审完成前ꎬ暂定为每年６亿元ꎬ抽发损耗暂定为每年１亿元ꎮ其中ꎬ容量电价已通过２０１５年煤电联动机制疏导３亿元ꎬ抽发损耗已通过输配电价改革进行了疏导ꎮ未疏导容量电价和抽发损耗部分ꎬ一并通过蒙西地区可再生能源发电企业超发收益承担ꎮ２０１６年４月ꎬ内蒙古自治区发改委发布了«关于２０１５年蒙西电网风电企业分摊呼蓄电站容量电价有关问题的通知»(内发改价字[２０１６]４７８号)对蒙西电网风电企业承担呼蓄电站容量电价的具体执行做了规定ꎬ此次解决１.４６亿元ꎮ２０１７年５月１０日ꎬ内蒙古自治区发改委发布了«关于结算内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站２０１５年剩余容量电费的函»(内发改价函[２０１７]２８５号)文件ꎬ文件规定２０１５年应结算容量电费４.６５亿元ꎬ已结算容量电费３.３８亿元(其中包含煤电联动收入２.１０亿元ꎬ风电企业收入１.２８亿元)ꎬ未结算容量电费１.２７亿元ꎬ文件要求内蒙古电力(集团)有限责任公司向呼蓄公司结算容量电费１.２７亿元ꎮ２０１８年１月ꎬ内蒙古自治区发改委发布了«关于１４水电与新能源２０２０年第１０期结算内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站２０１６年剩余容量电费»的文件ꎬ１~３月分３次与内蒙古电力(集团)有限责任公司向呼蓄公司结算３亿元容量电费ꎮ至此２０１５年４.６５亿元容量电费全部收回ꎬ２０１６年６亿元容量电费全部收回ꎮ自２０１４年１０月首台机组投产发电至２０１８年４月底ꎬ容量电费应收１８.６５亿元ꎬ已累计回收１４.６５亿元ꎬ总电费回收率达到７８.５５％ꎬ在和同等装机容量㊁同类抽水蓄能电站相比较ꎬ电费回收率达到了较高水平ꎬ但剩余４亿元容量电费未能落实资金来源ꎮ４㊀电价机制弊端探讨单一容量电价运营模式对抽水蓄能电站的调用缺乏激励作用ꎬ导致机组利用率不高ꎮ此类抽水蓄能电站收入来自固定容量电费ꎬ电站收益与机组利用率基本无关ꎬ机组运行时间增加反而会提高运营成本ꎬ抽水蓄能电站缺乏发电的积极性ꎮ例如ꎬ华北㊁华东区域共有９家抽水蓄能电站执行单一容量电价ꎬ２０１４年１~９月平均发电利用小时仅为４３９ｈꎬ与执行其他两种电价机制的抽水蓄能电站差距明显ꎮ其中ꎬ山西西龙池电站㊁河北张河湾电站发电利用小时数甚至低于３００ｈꎮ单一电量电价造成抽水蓄能电站效益过度依赖抽发电量ꎬ导致抽水蓄能电站调用频繁㊁多发超发ꎮ此类抽水蓄能电站没有固定容量电费收入ꎬ只能通过抽发电量盈利ꎬ个别电站利用小时数明显偏高[５]ꎮ例如ꎬ全国实行单一电量电价的抽水蓄能电站共有４家ꎬ年平均发电利用小时数为１６００ｈ左右ꎬ远高于国内抽蓄电站平均水平ꎬ个别电站甚至违背了抽水蓄能电站调度运行导则规定的年度发电利用小时不超过设计值的原则ꎮ两部制电价机制等措施仍需细化落实ꎬ在具备条件的地区ꎬ鼓励采用招标㊁市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主㊁电量㊁容量电价㊁抽水电价和上网电价ꎬ同时已核定电价的抽水蓄能电站应逐步实行两部制上网电价ꎮ但相关招标竞价方式㊁电价测算方法㊁工作时间节点㊁各方职责等尚未明确ꎬ两部制电价推进工作无实质性进展ꎬ现有的抽水蓄能电站未能完全充分发挥作用[６]ꎮ部分地区由于电力系统网源情况变化较大ꎬ以及电网与抽水蓄能电站发展不协调㊁建设不配套等原因ꎬ导致抽水蓄能电站投运后ꎬ运行需求不足ꎬ未能充分发挥调峰填谷等作用ꎮ例如ꎬ山西西龙池抽水蓄能电站所在的晋北地区由于风电快速增长㊁网源发展不协调ꎬ存在窝电问题ꎬ４台机组中有２台在用电高峰时段不能全启发电ꎬ用电低谷时段不能全启抽水ꎬ抽水蓄能电站难以充分发挥作用ꎮ５㊀结㊀语呼蓄电站电价机制虽然已经落地ꎬ在成本监审完成前暂定为６亿元/年ꎬ其中煤电联动政策疏导３亿元ꎬ剩余容量电费由蒙西风电企业通过超发电量ꎬ拿出部分收益承担ꎮ由于对抽水蓄能电站的特殊性认识不同ꎬ加之制定的电价政策较为宏观ꎬ电力市场化前ꎬ抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网(或区域电网)运行费用统一核算ꎬ并作为销售电价调整因素统筹考虑ꎮ对于确立抽水蓄能电站的运行机制起到了积极作用ꎮ由于电力体制㊁输配电价改革的逐步推进ꎬ特别是对于 抽水蓄能电站的容量电费和抽发损耗作为销售电价调整因素统筹考虑 还没有可操作的具体办法ꎬ而是由国家价格主管部门去掌握实施ꎬ由于各种因素还难于到位ꎬ所以电价政策更加难以完全落实ꎬ电费不能全额回收ꎮ电价机制是抽水蓄能电站运营的核心ꎬ离开电网由发电企业运营抽水蓄能电站容量电费回收异常艰难ꎮ呼蓄电站容量电价问题最好的解决方式是将剩余容量电费纳入内蒙古电网输配电价改革成本费用中统一核算ꎬ形成解决容量电费资金来源的长效机制ꎮ呼蓄电站２０１５年~２０１８年的容量电费已全部回收完成ꎬ暂定为每年６亿元的容量电费ꎬ每月能足额回收ꎬ２０１９年根据«内蒙古自治区发展和改革委员会关于呼和浩特抽水蓄能发电有限责任公司容量电价的批复»(内发改价字 ２０１９ ８９９号)ꎬ核定呼蓄电站容量电价每年７.５亿元ꎮ呼蓄公司由内蒙古电力(集团)有限公司经营和管理ꎬ是符合国家政策要求的ꎬ是有利于呼蓄公司良性发展的ꎬ也有利于电价机制的落实和剩余容量电费的回收ꎬ会更大的发挥其作用ꎮ参考文献:[１]余健ꎬ刘蕊.呼和浩特抽水蓄能电站高强钢岔管残余应力测试与研究[Ｊ].水电与抽水蓄能ꎬ２０１７ꎬ３(２):１０８－１１１[２]赵增海ꎬ张丹庆ꎬ韩益民ꎬ等.抽水蓄能电站电价形成机制研究[Ｊ].水力发电ꎬ２０１６ꎬ４２(２):９４－９７[３]孙鹏ꎬ张力.中国可再生能源发电产业发展与电价政策实施[Ｊ].中国科技论坛ꎬ２０１５(３):８０－８５[４]邓燕.电力市场化改革形势下电力经济运作管理与电价政策之间的相关性分析[Ｊ].中外企业家ꎬ２０１６(１８):１３４－１３４[５]丁明ꎬ陈忠ꎬ苏建徽ꎬ等.可再生能源发电中的电池储能系统综述[Ｊ].电力系统自动化ꎬ２０１３ꎬ３７(１):１９－２５ꎬ１０２[６]赵桂廷ꎬ李强ꎬ丛雨ꎬ等.内蒙古电网大规模风电消纳问题分析研究[Ｊ].内蒙古电力技术ꎬ２０１３ꎬ３１(２):１－４２４。
抽水蓄能电站电价制定方法与经济运行方式
03 抽水蓄能电站经济运行方 式
高效调度模式
抽水蓄能电站的高效调度模式主要是通过优化调度算法，充分考虑电网负荷需求 、电价波动、蓄能水库水位等因素，以实现电站运行的经济效益最大化。这种模 式能够确保电站在满足电网需求的同时，降低运行成本，提高整体经济效益。
在高效调度模式中，还需要加强预测和决策支持系统的建设，提高调度决策的时 效性和准确性。通过大数据分析、人工智能等技术手段，对电网负荷、电价等关 键因素进行预测，为电站调度提供科学依据。
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峰谷分时电价
这种电价制度根据电力系统的峰谷时段制定不同的电价， 以鼓励用户在高峰时段减少用电，在低谷时段增加用电， 从而提高电力系统的运行效率。
国外先进抽水蓄能电站经济运行方式案例分析
高效调度运行
通过精确预测电力需求和价格走势，以及优化调度算法，实现抽 水蓄能电站的高效运行，降低运行成本。
多元化营收模式
02 抽水蓄能电站电价制定方 法
成本加成法
01
02
03
成本基础
首先核算抽水蓄能电站的 总成本，包括建设成本、 运营成本、维护成本等。
加成比例
在成本基础上，根据行业 平均利润率和电站的特殊 加成比例相 加，得到抽水蓄能电站的 电价。
市场定价法
市场需求与供应
04 案例分析与实际应用
国内典型抽水蓄能电站电价制定方法案例分析
单一制电价
此方式适用于电力市场成熟、抽水蓄能电站较为普及的地 区。单一制电价制定简单，易于理解，但可能无法反映峰 谷电价差异和电力系统的真实成本。
两部制电价
在两部制电价中，电站的收入分为容量电费和电量电费两 部分。这种方式更好地反映了抽水蓄能电站的运行特性和 成本构成。
电力行业的电力市场分析与决策
电力行业的电力市场分析与决策在不久的将来，随着全球能源需求的不断增长，电力行业将扮演着至关重要的角色。
电力市场的分析与决策对于确保电力供应的稳定性和可持续性至关重要。
本文将着重探讨电力行业的电力市场分析与决策，以期帮助相关决策者和从业人员更好地了解这一领域的重要性和挑战。
一、电力市场概述电力市场是指供给电力的各个发电企业和购买电力的各个需求方通过合理的市场机制完成电力交易的过程。
电力市场的运行需要考虑供需平衡、价格形成、市场竞争等因素，并依托于行业政策、技术创新和社会经济因素等多方面的支持。
二、电力市场分析1. 供需平衡分析供需平衡是电力市场运行的基础。
准确地预测供求双方的变化趋势，包括电力需求的增长速度、发电技术的改进、电力设备的更新等，有助于确保电力市场的平稳运行。
通过分析历史数据和制定合理的数学模型，可以对未来的供需情况进行较为准确的预测。
2. 价格形成分析价格是电力市场中最重要的因素之一，也是供需平衡的反映。
通过分析市场供需关系、政策调控和竞争状况等，可以确定合理的电力价格，并建立相应的市场机制。
此外，还需要考虑到电力生产成本的变化和环境因素等因素，以确保价格的公正和合理性。
3. 市场竞争分析市场竞争是电力市场运行的重要动力。
了解市场上各个电力企业的竞争状况，包括市场份额、技术实力、成本水平等，对于制定有效的竞争策略具有重要意义。
同时，还需要对市场准入机制、市场监管机构的角色和市场行为规范等进行分析，以确保市场的公平、公正和透明。
三、电力市场决策1. 资源配置决策资源配置决策是电力市场中最核心的决策之一。
根据供需平衡分析和市场竞争分析的结果，确定各个发电企业的投资规模、技术路线和能源结构，以满足社会经济的需求。
这需要综合考虑经济效益、技术可行性和环境影响等因素，并进行科学合理的决策。
2. 电力交易决策电力交易决策涉及到供需双方的利益博弈和交易方式的选择。
根据市场价格形成分析的结果，确定电力交易的方式、价格机制和合约模式等，并建立相应的交易平台和信息系统。
国 外 抽 水 蓄 能 电 站 的 运 营 模 式 和 电 价 机 制
第９期
唐 瑱等： 国外抽水蓄能电站的运营模式和电价机制
电力与经济
额确定（ 即调峰电量） ， 固定电价即调峰电价， 一般较 高。在英国电力市场中， 把这个固定部分称为容量补 偿， 需与国家电网公司签订补偿协议。
英国电网全年签订的补偿容量是 ２．００ ＧＷ。英 国 第 一 水 电 公 司 提 供 了 ９６０ ＭＷ， 占 ４８％ ， 其 中 Ｆｆｅｓｔｉｎｉｏｇ 电 站 ３６０ ＭＷ， Ｄｉｎｏｒｗｉｇ 电 站 ６００ ＭＷ。 英 国第一水电公司的补偿收入中， 固定收入部分占该 公司全年总收入的 ７０％～８０％（ 其中辅助服务固定费 约占 ７０％） ， 变动部分只占 ２０％～３０％。
１．３ 抽水蓄能电价机制
日本电价核定遵守 ３ 个原则： 成本主义原则、公 正报酬原则、对用户公平原则。在电价测算时， 总成 本的确定是以日本电气事业会计规则规定的营业费 用项目为基础， 加上事业报酬。营业费用主要包括人 工 费 、燃 料 费 、修 缮 费 、折 旧 费 、税 费 、购 电 费 、财 务 费 等； 事业报酬主要是经营用资产乘以适当的利润率， 利润率是按不同的发电类型确定， 抽水蓄能电站在 ６％。按照“三原则”核定的日本的电价机制有 ２ 种：
２．３ 抽水蓄能电价机制
由于抽水蓄能机组的技术特性和在电网中的特 殊作用， 在英国电力市场中， 专门制定了抽水蓄能机 组的竞价模式和电价机制， 明确抽水蓄能电站收入 由 ２ 部分组成（ 类似于我国的两部制电价） ： 年度交 易中的固定收入（ 固定部分） 与竞价交易中的电量销 售收入（ 变动部分） 。
本文介绍了世界上最有代表性的 ３ 个国家： 日 本、英国、美国， 其抽水蓄能的运营模式和电价机制， 根据国外抽水蓄能运营经验， 指出我国需要适度建 设一定规模的抽水蓄能电站， 并且要研究和制定符 合国情的抽水蓄能电价机制， 才能使我国抽水蓄能 产业健康发展。
我国抽水蓄能电价监管方法设计_建立竞争性电力市场前的构想
我国电力行业的“厂、网分开”已基本完成，抽水蓄能电站应该独立运营。
但由于竞争性电力市场迟迟不能建立，独立运营的抽水蓄能电站价格只能由政府监管。
如何既保证抽水蓄能电站收回投资，又能使其调峰和辅助服务的功能合理发挥，是现阶段电价监管面临的一个难题。
一、抽水蓄能电价的形成机理恩格斯说：“价值是费用对效用的关系”。
马歇尔说“供求关系决定价格”。
但这里的“供求关系”，并非买与卖之间的数量对比，而是指供给者的成本与消费者的效用评价之间的关系，简单地说，就是性（效用）价（成本）比的社会评价。
因此，在价格决定的层面上，马克思经济学与西方经济学的看法基本上是一致的，即：所谓合理的价格，既不单纯地取决于成本，也不完全由需求决定，而是需求与供给成本相互作用趋向均衡的结果。
以这样的认识为基础，关于抽水蓄能电价形成机理的研究，无疑应把影响抽水蓄能成本和需求的因素及其相互关系的分析作为重点。
（一）抽水蓄能电站成本形成的特点1.高峰电能和辅助服务的成本结构不同。
无论高峰电能还是辅助服务，所有产品都需要有固定成本和变动成本的支出。
高峰电能需要有固定成本自不待言，辅助服务也要耗水，因而也会有变动成本支出。
两者的成本结构是不相同：高峰电能的成本支出以变动成本为主；辅助服务的成本支出则以固定成本为主。
其原因是，二者对耗水的依赖程度不同。
一个极端例子是，即便电站不运行，仍有辅助服务产出———黑启动，而如果电站不耗水，则根本不会产出高峰电能。
2.变动成本的主体是抽水电费。
尽管其他类型发电企业也有用电支出，但其所占比重很小，而在变动成本范围内的电费支出，其所占比重小到可以忽略不计的程度。
抽水蓄能电站则不同。
它所提供的电能量是靠“4度换3度”得到的，因而主要的变动成本是抽水所需的电费支出。
由于变动成本的主体是抽水电费，它的成本影响因素不仅区别于火电，而且也与其他常规水电大不一样，进一步看，抽水蓄能电站的单位变动成本主要由抽水电价决定。
而抽水电价取决于低谷时段系统的运行成本，这又与系统内的电源结构和一次能源的购入成本有关。
国家发展和改革委员会关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见
国家发展和改革委员会关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会•【公布日期】2021.04.30•【文号】发改价格〔2021〕633号•【施行日期】2021.04.30•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】价格正文国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见发改价格〔2021〕633号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委，国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：抽水蓄能电站具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，是电力系统的主要调节电源。
近年来，我委逐步建立完善抽水蓄能电价形成机制，对促进抽水蓄能电站健康发展、提升电站综合效益发挥了重要作用，但随着电力市场化改革的加快推进，也面临与市场发展不够衔接、激励约束机制不够健全等问题。
为贯彻落实党中央、国务院关于深化电力体制改革、完善价格形成机制的决策部署，促进抽水蓄能电站加快发展，构建以新能源为主体的新型电力系统，经商国家能源局，现就进一步完善抽水蓄能价格形成机制提出以下意见。
一、总体要求今后一段时期，加快发展抽水蓄能电站，是提升电力系统灵活性、经济性和安全性的重要方式，是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求，对保障电力供应、确保电网安全、促进新能源消纳、推动能源绿色低碳转型具有重要意义。
现阶段，要坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场，着力提升电价形成机制的科学性、操作性和有效性，充分发挥电价信号作用，调动各方面积极性，为抽水蓄能电站加快发展、充分发挥综合效益创造更加有利的条件。
二、坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策（一）以竞争性方式形成电量电价。
电量电价体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值，抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本。
我国进一步完善抽水蓄能价格形成机制
我国进一步完善抽水蓄能价格形成机制抽水蓄能是一种重要的清洁能源储能技术，具有对电网进行调峰调频、提高可再生能源利用率、保障电力系统安全稳定运行等多方面的重要作用。
而抽水蓄能技术的普及和推广离不开价格机制的支持和完善。
目前我国在抽水蓄能价格形成机制方面已经取得了一定的进展，但仍然存在一些问题，需要进一步完善。
首先，应该建立合理的抽水蓄能电价机制。
目前我国抽水蓄能电站的电价主要由两部分组成，一部分是基础电价，即根据投资成本和运营成本确定的电价，用于覆盖电站的运营和管理费用；另一部分是调频电价，即根据电网调度的需要确定的电价，用于弥补抽水蓄能电站参与调频所带来的成本。
但是，目前这两部分电价的核定方式不够科学、合理，导致抽水蓄能电站的收益能力不高，难以吸引更多的投资者。
其次，应该加大抽水蓄能电站的电价补偿力度。
由于抽水蓄能电站具有很高的投资成本和运营成本，需要较长的回收期，所以需要相应的补偿机制来提高其经济效益。
当前，我国的抽水蓄能电站主要通过“基建+补贴”的方式进行投资建设，但是补贴力度不够大，不能真正解决抽水蓄能电站的经济问题。
因此，应该加大政府的财政补贴力度，同时探索建立市场化的电价补偿机制，使得抽水蓄能电站能够在市场中获得更好的收益。
此外，还应该完善抽水蓄能电站的销售和交易机制。
目前我国抽水蓄能电站的电力销售主要依靠与电网企业签订的长期电力销售合同，这种方式存在一定的局限性，不利于抽水蓄能电站的灵活运营和市场化交易。
因此，应该探索建立灵活的电力销售和交易机制，例如电力市场化交易平台，让抽水蓄能电站可以更灵活地参与电力市场，实现更好的经济效益。
最后，应该加强抽水蓄能电站的技术创新和应用推广。
抽水蓄能技术目前在我国的应用还比较有限，大部分电站集中在西南地区，应用范围较窄。
为了进一步推动抽水蓄能技术的普及和推广，需要加大对抽水蓄能技术的研发和创新力度，提高其性能和效率，降低成本，同时推动抽水蓄能电站的地理分布，使其能够更好地适应我国不同地区的电力需求。
电力市场及电费电价分析
引言电力作为国民经济的基础性产业，没有显见的竞争力，电力行业国家垄断。
随着市场经济的发展，打破垄断，引进竞争，实行电力市场化改革，电力企业作为市场主体参与市场竞争已成为社会主义市场经济发展的必然趋势。
在这种大环境下，研究供电企业市场营销便具有十分现实的意义。
而后结合诏安地区的实际情况从市场营销学的角度分析了供电企业的电力市场的机会与营销具体情况，提出存在的问题，以顾客满意为企业活动的指针，最大限度地使顾客感到满意，提高公众对企业的满意程度，营造一种适合企业生存发展的良好内外部环境，确定营销目标与策略，定量化地确定目标市场，制定具体开发、培育电力市场的行动1电力市场运营系统1.1市场结构我国电力工业正由传统的垂直一体化垄断结构向竞争性市场结构转变，电力市场正在发育之中。
在发电环节上，截止到2006 年底，全国发电装机容量达到62200 万千瓦，居世界第二位。
其中水电12857万千瓦，占总容量的20.67%；火电48405 万千瓦，占总容量的77.82%；核电685 万千瓦，占总容量的0.11%。
在这个环节的主要特点是投资主体多元化，并且初步形成了竞争格局。
目前，全国6000 千瓦及以上各类发电企业4000余家。
其中国有及国有控股企业约占90%。
中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司和中国电力投资集团公司等中央直属5 大发电集团约占装机总量的38.79%；国家开发投资公司、中国神华能源股份有限公司、中国长江三峡工程开发总公司、中国核工业集团公司、广东核电集团有限公司、华润电力控股有限公司等其他中央发电企业约占总装机容量的10%；地方发电企业占总装机容量的45%；民营和外资发电企业占总装机容量的6.21%。
输电环节的特点是具有自然垄断性质。
国家电网公司、南方电网公司分别占全国超高压电网的80%和20%。
目前全国从事省级输电业务的企业31家，跨省输电业务的企业6家。
到2006 年底，两大电网总资产约为15110亿元，其中国家电网公司约为12141 亿元，南方电网公司约为2969 亿元。
抽水蓄能价格形成机制改革迈出关键一步
抽水蓄能价格形成机制改革迈出关键一步近日，国家发展改革委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（以下简称《完善意见》，该意见的出台，对于进一步提高系统调节资源的有效供给，促进构建新型电力系统，恰逢其时，意义重大。
《完善意见》在保持两部制电价机制定价原则总体稳定的基础上，合理引入市场价格机制，并进一步明确了容量价格回收渠道，将原有“政府核定电量电价及容量电价”的两部制电价机制改进为“以竞争性方式形成电量电价，并将容量电价纳入输配电价回收”的新型抽蓄价格机制。
作为深化电力体制改革、完善价格形成机制的又一重要举措，此次抽水蓄能价格形成机制改革，一方面通过市场竞争形成电量电价，强化了与当前电力市场改革进程的协调统一，解决了原有价格机制与市场建设不能有效衔接的突出矛盾；同时，兼顾了政策稳定性，以政府核定容量电价、容量电价纳入输配电价回收作为抽水蓄能电价机制的基本稳定器，为在以新能源为主体的新型电力系统中，加快抽水蓄能产业发展，促进新能源消纳、推动能源绿色低碳转型提供了必要的价格政策保障。
另一方面，此次价格形成机制改革中融入激励相容、标尺竞争等价格管制方法，体现了价格机制创新的新理念。
一、坚持政策稳定性和创新性并举，兼顾抽水蓄能产业发展与参与市场竞争之间的协调关系为了保障电力供应与电网运行安全，作为现阶段较为成熟、经济的灵活调节技术，抽水蓄能将成为以新能源为主体的新型电力系统的重要组成部分。
从促进抽水蓄能电站加快发展的政策角度出发，需要对抽水蓄能产业给予适度的政策倾斜，以助力其快速发展。
另一方面，电力体制改革的纵向深化、电力市场建设的不断完善，也为抽水蓄能电站作为独立主体参与市场竞争提供了条件。
此次抽水蓄能价格形成机制改革，通过引入“以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收”的新型价格机制，兼顾了促进抽水蓄能产业发展与有序参与市场竞争之间的平衡与协调关系。
坚持以两部制电价政策为主体，释放稳定的合理收益预期为保障政策稳定性，并实现对抽水蓄能产业快速发展的合理支撑，《完善意见》坚持以两部制电价政策为主体，提出抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益，并明确经营期内资本金内部收益率按6.5%取定，保证了抽水蓄能商业运营模式、预期收益的稳定性，进一步鼓励了抽水蓄能产业的投资。
我国抽水蓄能电站的管理体制和运营模式探讨
我国抽水蓄能电站的管理体制和运营模式探讨随着我国电力行业的发展，抽水蓄能电站已经成为了重要的电力调峰手段之一。
抽水蓄能电站通过将低谷时段的电能转化为水能存储下来，在峰电时段释放出来，实现了电力生产的平衡发展，提高了电力系统的稳定性，同时也变相节约了资源，保护了环境。
然而，在抽水蓄能电站的发展过程中，我们也发现了一些问题，比如管理体制和运营模式不尽如人意。
我们应该如何探讨和解决这些问题呢？目前，我国的抽水蓄能电站管理体制相对比较分散，存在以下问题：1.管理主体不明确抽水蓄能电站建设和运营涉及多个部门和行业，但目前管理主体不够明确，缺乏统一的领导机构和管理体系。
这种情况下，在实际操作过程中，容易出现职责不清、分工不明的问题。
2.垂直管理模式存在缺陷抽水蓄能电站的建设和运营属于跨行业、跨区域的复杂项目，需要协调多个方面的资源，但垂直管理模式容易导致信息孤岛，各个部门之间协同不足，影响项目的高效运作。
3.监管不到位抽水蓄能电站属于重要的基础设施项目，需要严格的监管机制来确保运行安全和可靠性。
但目前相关法规和标准尚不完善，监管措施也有待进一步加强，存在一定的风险隐患。
针对以上问题，我们应该采取以下措施：1.设立统一管理机构建立专门管理抽水蓄能电站的机构，明确职责和权限，实现统一的领导管理。
同时，对项目实行统一监管和评估，确保项目运营的顺利进行。
2.采取横向管理模式横向管理模式能够有效避免信息孤岛问题，实现各个部门之间的协同与合作。
因此，在抽水蓄能电站的建设和运营中，应采取横向管理模式，加强各部门之间的沟通和协作。
3.完善监管措施加强抽水蓄能电站的监管，严格落实相关法规和标准，确保抽水蓄能电站的运行安全和可靠性。
同时，加强与环保、安全等相关部门之间的合作，共同推进抽水蓄能电站的建设和运营。
1.运营成本过高抽水蓄能电站的运营成本较高，主要包括维护、保养、人员工资等方面，这会给电力企业和投资方带来较大压力。
2.收益不稳定抽水蓄能电站的运营收益不稳定，主要受到电力市场价格、政策等多个因素的影响，对投资方来说风险较高。
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电力市场模式和抽水蓄能价格机制分析电力市场主要由发电侧市场和售电侧市场组成
发电侧主要是电力批发市场抽水蓄能主要参与发电侧市场
售电侧主要开展电力用户购电竞争
批发市场中，发电环节：主要通过开放发电投资准入、建立电力批发市场、允许发电企业与用户或配售企业开展双边交易等方式引入竞争。
主要有三种模式：全电量电力库模式、双边交易为主，集中交易为辅的模式、集中交易为主，电量市场和容量市场并存的模式。
交易标的不同区分：电能交易、辅助服务交易、输电权交易、绿色证书交易、发电权交易。
抽水蓄能电站可以参与电能交易、辅助服务交易。
中国电力市场改革基本情况
总体思路：“放开两头，监管中间”
“放开两头”指可竞争的发电和售电环节，培育多元化市场主体，逐步放开用户选择权，在电力市场平台实现发电侧和售电侧竞争。
“监管中间”指对于具有自然垄断属性的电网环节。
保持输配一体化经营，保持电网和调度交易统一管理。
电力市场改革实话路径：
起步试点阶段（2017年及以前）深化大用户直接交易试点，放开售电侧
全面推进阶段（2018-2020）因地制宜，推进用户选择权放开和售电侧竞争成熟完善阶段（2020年以后）在保持输电与配电、电网与调度、电网与交
易统一管理的基础上，全部电厂参与竞争，开放用户购电选择权，建设全国统一电力市场，构建统一交易平台。
2020年前后果建成。
全国统一电力市场以实现全国范围资源优化配置为目标，主要开展电能交易、同时履行实时平衡责任，开展辅助服务交易，确保系统安全稳定运行。
同时根据需要开展容量交易、输电权交易、绿色证书交易、金融电能交易等。
抽水蓄能电站可根据自身定位选择参与电能交易、实时平衡、辅助服务等
不同市场阶段的辅助服务市场机制
1、过渡阶段
主要进行电能量交易，不具备开展辅助服务市场的条件，该阶段的辅助服务仍以考核及补偿为主。
基本辅助服务（一次调频、基本调峰、基本无功）不进行补偿；对有偿辅助服务(自动发电控制AGC、有偿调峰、旋转备用、有偿无功调节、黑启动等)进行补偿。
2、成熟市场阶段
基本辅助服务不进行补偿
有偿无或调节和黑启动，适合通过长期的投标拍卖或专门的双边合同获取自动发电控制、有偿调峰、旋转备用，适合在现货市开展交易而提供。
抽水蓄能电站价格机制研究
1、市场化过渡阶段的辅助服务补偿机制
电力市场过渡期，辅助服务市场尚未建立，适应采用考核与补偿的方式获得辅助服务。
抽水蓄能电站可参加电能量市场，通过能量套利获得收益，其它辅助如无功支持、黑启动等，暂时需要通过固定补偿从调度交易部门获得补偿。
（1）电能量，在系统用电低谷时，用较低抽水电价抽水，系统用电高峰时，用较高上网电价发电，获取发电收益，抽蓄在电量市场的收益由发电收益与抽水成本的差值决定。
削峰填谷功能，在参与电能量市场竞争后，会缓解负荷高峰的供需紧张和负荷低谷时的供过于求情况，总体上会降低峰谷电价，降低幅度达10%-30%，可假设负荷高峰与低谷电价的比值控制在1：5倍以内。
经测算，电能量市场获得收益占租赁费比重在20%以内。
（2）调峰，考虑抽蓄快速启动和运营工况可灵活切换的能力。
小结：在电力市场过渡阶段，抽蓄电站参与电能量市场及提供调峰服务所获收益低于所需运行费用的20%。
为降低市场风险，保证对抽蓄电站投资积极性，促进抽蓄健康发展，建议政府将所需运营费用的80-90%与输配电价捆绑，通过销售电价从电力用户疏导。
主要结论与建议
主要结论
1、抽水蓄能电站最重要的功能是安全保障，电站提供的调频、紧急事故备用、黑启动等辅助服务难以定量评估，因此并不适合参与辅助服务市场竞争
2、随着“十三五”“十四五”期间抽水蓄能电站装机规模不断增加，若不建立有效的电价疏导机制，到2030年新增需公司疏导的电站运行费用高达290亿元，将对抽水蓄能电站健康运营和公司效益产生较大影响。
3、在我国单纯依靠电力市场获得的收益难以满足电站运行需求
建议：
（1）电力市场改革过渡期，为避免对抽水蓄能电站运营造成较大冲击，可采取参与电能量竞争、辅助服务固定补偿的模式。
（2）市场成熟期，为规避市场风险，保障抽蓄积极性，政府应将电站投资及运营全部相关费用纳入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。
如无法全部通过销售电价疏导，至少争取独立系统调度机构通过长期合同方式采购紧急事故备用。