“聯合”運行模式:在“聯合”運行模式下, 新能源發電機組和抽水蓄能發電機組組成運行聯合體, 新能源發電機組和抽水蓄能發電機組既可以屬于同一法人企業, 也可以屬于不同的法人企業, 新能源通過公共電網和抽水蓄能電站相連。電網向聯合體下達發電出力曲線, 聯合體向新能源和抽水蓄能電站分別下達發電出力曲線。

“獨立”運行模式:在“獨立”運行模式下, 將新能源發電機組、抽水蓄能發電機組獨立接入電網。電網分別向新能源發電企業和抽水蓄能電站下達發電出力曲線。

三、“新能源+抽蓄”模式下抽水蓄能電站回收機制研究

3.1 電力現貨市場建立之前抽水蓄能電站的電價形成機制

3.1.1 “新能源+抽蓄”一體化模式下電價形成機制

“新能源+抽蓄”一體化模式是采用新能源發電機組和抽水蓄能電站聯合運行的方式向電網統一供電。抽水蓄能電站的投運可以大量增加新能源發電企業的售電量, 因此, 抽水蓄能電站的投資費用和運行費用通過多銷售的新能源發電量來回收。抽水蓄能電站的上網電價為新能源的標桿上網電價, 抽水電價同新能源發電企業和抽水蓄能電站協商確定。

3.1.2 “新能源+抽蓄”聯合運行模式下電價形成機制

抽水蓄能電站應獲得的收入=年投資費用及固定運行費用×上網容量+ 抽水蓄能電站的變動成本× 上網電量÷(1-廠用電率) + 抽水電量× (1-輸電線損率) ×輸電價。

抽水蓄能電站的上網電價為新能源的標桿上網電價。抽水蓄能的抽水電價= ( 上網電量×新能源的標桿上網電價-應獲得的收入) ÷抽水電量

每個新能源發電單元承擔的抽水電量=抽水電量÷聯合體內新能源發電機組總發電量×新能源發電單元發電量。

3.1.3 “新能源+抽蓄”獨立運行模式下電價形成機制

在獨立運行模式中, 抽水蓄能電站多消納的新能源發電電量不僅與新能源發電的裝機規模有關, 也與其他電站的調峰能力有關。為了保證抽水蓄能電站能夠合理回收其投資費用和運行費用, 需要建立調峰容量交易市場, 完成調峰交易及形成調峰價格。在交易市場中, 各種發電機組及電儲能實施都可以進行調峰容量交易。調峰容量交易通常有兩種模式:雙邊交易和集中撮合交易。集中撮合交易更能實時反映調峰容量的需求情況。

(1) 市場主體及要求。電網內接入公共電網, 且向公共電網供電的并網發電廠 (為保證電網安全運行而建設的抽水蓄能電廠除外) , 向本電網輸送電能的輸電線路以及經市場準入的電儲能設施。

常規火電企業、水電企業、核電企業按機組為單位;燃氣火電企業按一套機組為單位;輸電線路按回路作為單元、新能源發電企業按注冊單位為單元。

達不到基準調峰率的發電企業需要購買調峰容量, 購買調峰容量的企業統稱為受讓方, 出售調峰容量的企業統稱為出讓方。

基準調峰率根據電網用戶負荷的日峰谷差率、負荷及事故備用、常規燃煤機組的最小技術出力確定。能源監管局可根據電網火電廠最小運行方式、電網調峰缺口對基準調峰率進行調整。

(2) 信息披露。電網的新能源企業根據對自身新能源發電機組出力的預測情況, 向電網調度部門提供第二天的新能源發電機組出力曲線。調度部門根據本電網第二天的負荷預測數據、開機機組的最大和必需出力 , 向本電網輸送電能聯絡線各時段輸送的電力數據、聯絡線向外電網各時段計劃輸送的電力數據, 對本電網進行電力電量平衡。

當Pt< 0 時，新能源發電機組的必需出力= 新能源機組的預測出力+ Pt，每個新能源發電企業新能源發電必需出力=新能源發電預測出力×[( 新能源機組的預測出力+Pt ) ÷新能源機組的預測出力]。

當0≤Pt時，新能源發電機組的必需出力= 新能源機組的預測出力。

當0≤Pt時，實際調峰率低于基準調峰率的機組購買調峰容量，實際調峰率高于基準調峰率的機組出售調峰容量。

當Pt <0 時，實際調峰率低于基準調峰率的機組及新能源機組購買調峰容量，實際調峰率高于基準調峰率的機組出售調峰容量。

當0≤Pt時, 實際調峰率低于基準調峰率的機組購買調峰容量, 實際調峰率高于基準調峰率的機組出售調峰容量。當Pt<0時, 實際調峰率低于基準調峰率的機組及新能源機組購買調峰容量, 實際調峰率高于基準調峰率的機組出售調峰容量。

(3) 價格申報。受讓方根據自身的出力情況向調度機構申報購買調峰容量的時間、數量及價格。申報的電量和價格按15分鐘 (或30分鐘, 或1小時) 為一個周期, 形成連續96 (或48, 或24) 個節點的報價曲線。

出讓方同樣向調度部門進行報價, 報價包括電量、電價兩部分, 報價按15分鐘 (或30分鐘, 或1小時) 為一個周期, 形成連續96 (或48, 或24) 個節點的報價曲線。出讓方的最高報價為新能源發電機組的標桿上網。

申報最小單位為1兆瓦, 一個申報單元可以申請多組數據。

如單機200MW的燃煤機組, 在低谷時段內其出力為100MW, 發電企業可以根據啟停一次的費用及發電的收入計算出售調峰容量的價格。出售調峰容量的價格確定方法如下:

價格= 啟停費用/發電量+ 上網電價- 發電時的變動成本。

發電數量為100×停機時間。

(4) 價格形成。根據受讓方和出讓方在每個周期申報的調峰容量交易價格及交易量數據。根據報價、機組容量等級和申報時間進行排序, 即首先按報價排序, 對相同報價的機組按照容量等級排序, 對容量等級也相同的機組按照申報時間排序。

根據排序情況進行交易撮合, 按照“高低匹配”標準, 最低報價的出讓方與最高報價的受讓方匹配, 然后依次進行, 直至受讓方價格小于出讓方價格時停止。當達到以下兩個條件之一時, 終止撮合:a.調峰容量出讓方價格>調峰容量受讓方價格;b.調峰容量出讓方隊列或調峰容量受讓方隊列為空。

完成匹配后, 將出讓方和受讓方所申報的數據進行更新。對那些已經完成申報電量的交易雙方不再考慮, 重新匹配未完成交易電量的出讓方及受讓方, 繼續進行調峰容量交易。然后, 重復交易雙方都已經完成各自申報的電量。這時, 調峰容量交易全部完成, 根據所得到的結果及成交價格結算交易雙方已經達成的結算電量。PH成交價格= (調峰容量出讓方報價+調峰容量受讓方報價) /2。

3.2 電力現貨市場建立后抽水蓄能電站電價形成機制

(1) “新能源+抽蓄”一體化模式下電價形成機制。電力現貨市場建立后, “新能源+抽蓄”可以作為一體向市場交易結構申報每小時 (或15分鐘, 或30分鐘) 的發電量及發電價格。當市場價格高時, 聯合體增加發電量, 當價格低時減少發電量。抽水蓄能電站作為新能源發電機組的“蓄水池”, 保證聯合體獲得經濟效益。

(2) “新能源+抽蓄”聯合及獨立運行模式下電價形成機制。電力現貨市場建立后, 在能量市場上, 抽水蓄能電站在電網低谷時段買入低價電, 在高峰時段售出高價電獲得收益。在電網低谷時段, 發電企業為了減少停機費用或棄掉的電量, 通常電價非常低;而在高峰時段發電, 電價比較高。抽水蓄能電站通過低買高賣獲得經濟效益。

另外, 抽水蓄能電站也可以參與輔助服務市場競爭, 獲得輔助服務收入。抽水蓄能電站是參加輔助服務市場, 還是參與能量市場競爭完全由抽水蓄能電站決定。投資者是否建設抽水蓄能電站也完全由投資者根據市場行情決定。

四、結論

“新能源+抽蓄”模式下, 建設抽水蓄能電站的目的是多消納新能源。其上網電價不能按“發改價格[2014]1763號”執行。在電力現貨市場建立之前, 抽水蓄能電站投資費用及運行費用應通過新能源發電企業增加的售電量及調峰容量市場回收;其上網電價按新能源標桿上網電價執行或通過調峰容量市場競爭形成;其抽水電價是通過新能源發電企業和抽水蓄能電站協商形成或通過調峰容量市場競爭形成。電力現貨市場建立后, 抽水蓄能電站在電網低谷時段買入低價電, 在高峰時段售出高價電獲得收益;也可以參與輔助服務市場競爭, 獲得輔助服務收入。