中国储能网讯：1882年, 抽水蓄能电站诞生于瑞士, 自此开始抽水蓄能事业不断发展。近几年,经济的快速发展带来用电量的持续增加和负荷峰谷差的不断加大, 同时用户对电力供应的安全和质量要求也越来越高。抽水蓄能电站在电力系统中具有调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用和黑启动等多种功能, 并能够快速工况转换, 成为现代电力系统有效的、不可缺少的调节工具。因此, 建设适当比例的抽水蓄能电站将有利于优化电源结构, 保证电网安全, 改善电能质量, 在促进社会经济协调发展、 环境保护和资源节约利用等方面发挥巨大作用。

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。 1 日本

1.1 电力改革概况

日本全境分为东西2 个电网, 采用50Hz 和60Hz2 种频率运行。按供电区域, 日本电力系统由十大发供一体的区域电力公司管辖, 有东京、关西、中部、九州、东北、中国、四国、北陆、北海道以及冲绳。并且十大电力公司均已发展为上市公司, 实行总公司- 分公司的管理体制, 所有公司管理结构采用职能制。20世纪 90 年代初, 日本开始实行电力市场化改革,1995 年陆续出现独立发电商, 2000 年后又出现了以售电为主的新的电力供应商( PPS) 。但是, 日本的电力市场改革并没有打破原电力公司的发输配一体化结构, 电力公司原有的体系结构继续保留, 实行发电、输电、配电、售电垂直垄断分地区经营, 只是将发电市场和售电市场放开。1995 年修改了《 电力事业法》, 将发电市场放开, 允许新的发电商进入, 并确定了批发供电的参与条件, 允许设立电力批发企业, 旨在提高电力公司的运营效率, 并降低全世界最高的电力价格。这次改革致使发电领域各独立发电商竞价积极性大大提高, 发电市场竞争愈加激烈。1999年, 日本政府第2 次修订的《电力事业法》, 决定开放售电市场份额 30%的售电量, 并逐年开放, 到 2004年开放 40%, 2005 年开放 60%。

1.2 抽水蓄能电站运营情况

日本一次能源缺乏, 大部分能源需从国外进口,日本的电源构成中核电占首位, 其次为火电。 因此,电网调峰、 调频以及事故备用的主要手段是抽水蓄能机组。目前, 日本有41 座抽水蓄能电站, 装机容量24.65 GW, 占日本发电总装机容量10 %以上。按照 J- power 发电公司、东京电力公司分别对不同类型机组停机 8 h 后再启动时的启动时间进行的比较, 抽水蓄能机组3～5 min, 燃气、燃油机组3 h,燃煤机组4 h, 核电机组5 d。在日本无论是电力公司, 还是发电公司都非常看重抽水蓄能机组卓越的求变化和巨大的峰谷差, 抽水蓄能电站性能得到了充分发挥。

从东京电力公司4座抽水蓄能电站2001年运行统计来看, 机组年发电利用小时为400～800 h, 并且运行时机组 90%的时间负荷率在60%～75%。 可见, 在日本主要利用了抽水蓄能电站的调峰、调频、填谷、瞬时运行的事故备用能力以及经济性蓄水。对于抽水蓄能机组, 日本业内人士已达成共识: 一是抽水蓄能机组处于待机状态, 是电网备用的需要, 因为机组的冷态爬坡速率仍大于火电机组的热态爬坡速率, 所以, 其稳定电网的作用很大, 待机也应看作工作; 二是发电、 抽水运行由承租方的需求状况来决定, 设备拥有者并没有必要努力争取发电运行; 三是可协调供给和需求, 选择负荷低谷时经济性蓄水, 做到合理蓄能。

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:

(1) 租赁制。 日本电源开发公司在体制上, 是独立的电源开发商, 建设和经营的抽水蓄能电站, 全部采用租赁经营模式。

日本的电源结构决定了其最需要瞬间启动 容量、事故备用容量以及尖峰调整的能力, 这些只有抽水蓄能机组最适合承担, 这需要电力市场辅助服务机制、电力市场容量备用评估机制等办法的支持, 在日本目前电力体制情况下, 还很难准确计算, 也很难评估抽水蓄能电站的经济价值, 因此采用固定容量电费模式比较合理。 由于日本电力行业各界人士对抽水蓄能电站作用达成的共识, 独立电源开发商的抽水蓄能电站全部采用了租赁模式。 租赁费是按成本主义原则, 以电站建设费作为基价的固定电费制度, 即把营业费加上事业报酬全部作为基本费用, 用来计算总费用。电力公司在租赁协议中, 明确租赁费用、电站运行责任、电网调度要求等, 租赁费的支付与考核挂钩。租赁费作为电力公司购电费的一部分,在销售价格中明确。

(2) 内部核算制。 日本电力公司是发、输、配、售一体的体系结构, 其拥有大量发电资产, 包括抽水蓄能电站。

由于已按总资产核定了电力公司总收入, 电站作为电力公司内部下属单位, 实行的是内部核算模式。 如东京电力公司, 拥有 191 座电站, 装机容量61.83 GW, 其中抽水蓄能电站 6.80 GW。 东京电力公司按照 191 座电站综合经济效益最优, 安排电站经济运行, 抽水蓄能电站与其他电源形成了很好的效益互补。 其经济价值在电力公司内部统一核算。

2 英国

2.1 电力改革概况

1990 年英国实行电力改革, 从根本上对电力公司进行了结构改组, 在运营方式上也进行了全面改革, 将原来发电、输电、配电统一经营的中央发电局分成 3 个部分:

(1) 发电部分。建立了独立经营的国家电力国际公司、国家发电公司、国家核电公司和一些独立的私人发电企业。

(2) 输电部分。 建立了国家电网公司, 主要是掌握输电网和调度中心, 并控制与法国、苏格兰的互联工程。

(3) 配电部分。 组建了 12 个地区性独立经营的电力( 配电) 公司, 有部分地区性公司也具备发电能力; 在一些地区还存在一些独立( 私营) 的供电公司,直接从事售电业务。

2.2 抽水蓄能电站运营情况

目前, 英国发电侧已完全市场化, 由双边交易和提前 1 h 的平衡市场组成, 市场的竞价结果决定发电站效益。 总装机容量 75.00 GW 以上, 最大负荷56.00 GW 以上, 年售电量 310.0 TW ˙h 以上。 发电构成为煤电约占 38%, 核电占 31%, 天然气电力占27%, 其他电力占 4%。 水力发电主要集中在苏格兰地区, 其容量有限。 英国燃气电站容量大, 是电网的主力调峰手段。 抽水蓄能电站相对于燃气电站容量较少, 主要承担尖峰负荷、容量备用等任务。

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) 。

(1) 固定部分。固定部分基于抽水蓄能电站 2 部分作用的补偿, 一部分是对承担电网辅助服务, 即快速响应、调频调相、黑启动以及备用等作用的补偿,该补偿按辅助服务机制计算得出, 按年一次性支付;另一部分是对于抽水蓄能机组参与调峰、填谷后, 保障了基荷机组的平稳运行、 提高了基荷机组的经济效益, 所作贡献的补偿, 该补偿签订年度合同明确固定电量和固定电价, 固定电量根据双边市场平衡差额确定( 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%。

(2) 变动部分。抽水蓄能电站通过参加电力平衡市场交易获得变动部分收入, 但与一般机组有所不同, 主要承担尖峰负荷, 所报价格是响应尖峰负荷的价格, 一般是基荷价格的几倍。抽水蓄能电站与同样能承担尖峰的机组竞价, 具有一定的竞争优势。通过竞价交易获得电量销售收入, 这部分收入随着不同时段、不同报价而变动, 完全依靠市场需求和竞价交易获得。

3 美国

3.1 电力改革概况

1992 年公布联邦新能源法, 1996 年联邦能源管理委员会( FERC) 颁布第 888 号及 889 号法令, 开始对垂直一体化的公用电业进行体制改革。 联邦法规要求在发、输、配电各环节都进行自由、公平的竞争,建立开放的电力趸售市场及零售市场, 规定厂网分开经营, 开放输电网络, 实行电网服务收费等原则。基于美国的联邦体制, 各州对电力改革的模式、进度及实施方法等都有权自行立法, 因此, 各州电力市场的设计方案、规则及电业改革的进度都不相同。

3.2 抽水蓄能电站运营情况

美国抽水蓄能电站年发电利用小时数差别 很大, 部分电站年发电利用小时数较高, 最高达 1 953 h,在系统中主要承担调峰填谷、 促进电力系统合理经济运行的任务。 有一半抽水蓄能电站年发电利用小时数少于 1 000 h, 最少的全年仅 34 h, 它们在系统中除参加调峰, 主要担负调频、调相、提高电压稳定性和供电质量并承担事故备用。

此外, 美国多数抽水蓄能电站每天工况转换次数大多在 6 次以上, 它们在电力系统运行中相当活跃, 充分发挥其动态效益。

3.3 抽水蓄能电价机制

由于美国各州电力体制改革的方式不同, 抽水蓄能电站在各州的运营存在差异。目前, 美国的抽水蓄能电站大部分由电网公司建设和经营, 电价机制主要存在以下 3 种:

(1) 电网统一经营。对于由电网公司建设和拥有的抽水蓄能电站, 实行的是电网统一核算方式, 抽水蓄能电站的运行成本以及合理回报等一并计入电网公司销售电价中, 通过销售电价回收成本。

(2) 参与电力市场竞价。美国加州在电力市场外设立了以竞价为基础的辅助服务市场。 抽水蓄能电站可在电力市场和辅助服务市场间进行策略选择,以获得最大收益。

(3) 租赁制。 美国 Summit 抽水蓄能电站采用电网租赁经营模式。在电站建设前, 电站投资方与俄亥俄州电力公司签订备忘录, 就电站的租赁容量、电力系统服务辅助设施以及调度控制等方面达成协议,最大程度上降低抽水蓄能电站的运营风险, 并以此作为贷款保证。 电站要保证租赁期间的设备可用率和机组启动成功率。 而电站运行中的维修费用以及低谷抽水用电都由承租者提供。因此, 容量租赁费实际上只包括建设投资的偿还以及投资者的利润。 租赁费用通过市场峰谷电价及不同供电质量的费用差异回收。

4 结论和建议

(1) 建设一定规模的抽水蓄能电站是十分必要的。 国外学者对抽水蓄能电站的功能和作用, 进行了大量研究和经济评价, 充分肯定了抽水蓄能电站的重要价值, 因此抽水蓄能电站的建设在国外得到了迅速发展。 特别是日本, 优先选择抽水蓄能机组作为调峰填谷、调频调相、事故备用等主要手段, 较快地发展了抽水蓄能电站, 抽水蓄能电站容量已达到24.00 GW, 占日本总装机容量 10%以上。 而我国抽水蓄能电站建设尚处于发展初期, 容量不足 6.00 GW,不到全国总装机容量的 2%。 尽管如此, 对抽水蓄能电站的作用、 价值以及如何发展, 仍存在着不同观点。 在我国节约能源、保护环境的形势下, 适度发展抽水蓄能电站是非常必要的。但是, 应结合我国各个区域电源结构、负荷状况以及电网需求, 统一规划,统一布点, 按一定比例适度建设。

(2) 需要加大抽水蓄能电价机制研究, 制定出符合我国电力体制的抽水蓄能电价机制, 使抽水蓄能电站的作用得到充分发挥。 尽管日本、英国、美国等国的电力体制不同, 抽水蓄能电价模式也不同, 但是对抽水蓄能电站的技术特性和作用的认识是相同的, 在制定各自的电价机制中, 都给予了充分体现,使得其抽水蓄能电站运营状况良好, 对电网也起到了安全稳定的支撑。 我国前期运行的几座抽水蓄能电站, 大体采用了 3 种电价模式: 单一电量电价( 响洪甸电站) 、两部制电价( 天荒坪电站) 、租赁经营方式( 广蓄电站) , 这些电站运营状况良好。 但是, 近几年我国抽水蓄能电站建设速度加快, 不少 GW 级的大型抽水蓄能电站陆续建成, 迫切需要深入研究适合我国国情的电站运营模式和价格机制, 以便引导抽水蓄能电站的发展。

(3) 研究和确定抽水蓄能电站经济效益的量化评价标准, 是我国抽水蓄能电价机制的核心问题。抽水蓄能电站在电网中的作用不同于其他电站, 其提供的辅助服务如何评价、 快速的响应速度对电网稳定的作用如何评价、经济蓄能的作用如何计算等, 这一系列静态效益和动态效益的量化分析, 是评价抽水蓄能电站经济效益的关键, 也是制定价格机制的核心。

上述 3 个国家, 采用了不同的价格机制, 但都较好地解决了抽水蓄能电站经济效益的量化问题,使得这 3 个国家抽水蓄能电站健康发展并发挥了积极作用。鉴于此, 我们应该开展多层次的学术研究和探讨, 科学评价抽水蓄能电站的作用, 并制定出量化的标准, 用于引导我国抽水蓄能电站健康发展。

(4) 从日本、英国、美国的电力体制状况和抽水蓄能运营模式和电价机制可见, 英国的抽水蓄能电价相当于一种两部制电价机制; 日本的租赁制, 弱化了电量竞争、强化了容量效益的模式; 美国的抽水蓄能电价机制随各州电力市场模式的不同而有所不同, 但总体上仍体现了容量和电量的 2 部分收益。从国外经验来看, 抽水蓄能电站在电网中发挥着不可替代的作用, 建立一个符合我国电力体制实际的抽水蓄能电站建设和运营体系, 确保抽水蓄能电站充分发挥作用是十分迫切的。