抽水蓄能電站基本情況
目前中國在運的抽水蓄能電站有30座，國家電網范圍內有25座，裝機容量是2091萬千瓦。這25座中有21座是國家電網公司控股，還有4座由地方企業控股。抽水蓄能電站在華北、華東和南方區域分布較多。在建抽水蓄能30座，裝機容量4305千瓦，從分布情況來看，也主要是在華北、華東和南方電網。
總體來看，抽水蓄能為平抑系統峰谷波動、保障電網安全穩定運行、促進新能源消納發揮了重要作用。比如說，當電網線路出現故障，抽水蓄能可以立刻啟動運行，穩住電網頻率。促進新能源消納方面，根據測算，2018年在國家電網經營區域內，通過充分利用抽蓄電站，多消納了新能源電量300多億千瓦時。
國際上，總體來看，目前已經投運的歐美抽蓄電站80%以上是在上世紀60到90年代之間投產的，主要功能是配合核電運行。本世紀以來，歐洲抽水蓄能的發展也略有增長，這主要是應對上世紀90年代和21世紀初能源需求的增加，以及應對風電、光伏等波動性電源的發展。中國的抽水蓄能主要是在90年之后建設的。
2014年底的時候，日本是裝機容量最多的國家，達到2450萬千瓦，比重也最高，裝機占全部裝機容量的8.5%以上。2014年之后，中國抽水蓄能容量達到全球第一。雖然中國在21世紀以來抽水蓄能發展速度非常快，但在占比上與其他發達國家比還是差距較大。
和其他類型電源相比，抽水蓄能呈現了人無我有、人有我優和人優我專的特點。和水電、燃煤電站、燃氣電站相比，抽水蓄能電站可以提供更加全面的輔助服務。相同的輔助服務，抽水蓄能的調節速率更快，調節的范圍更寬，抽水蓄能可以在一兩分鐘之內從靜止狀態達到滿發狀態。另外人優我專，抽水蓄能是專門提供輔助服務的，其他電站主要的功能還是發電，如果承擔發電任務的話，輔助服務的功能很難得到保障。舉個例子，煤電如果滿負荷運行，就無法提供備用，因為它的能力已經全部被占用了。
在價格機制方面，目前中國新投產的蓄能電站，首先要向省級物價主管部門申報電價方案。省級物價部門按照準許成本加合理收益，提出電站的價格水平建議，然后將建議申報到國家發改委。如果得到批準，這個省在銷售電價調整時，會把抽水蓄能的電價納入銷售電價調整一起考慮，最終疏導給電力用戶。在國網區域，容量電費一般由省級電網公司把錢付給主營抽水蓄能電站的新源公司。省級電網公司也需要消化掉這個成本，就把這個成本加到每一度電上。
但這種價格機制目前遇到一個問題。2016年以后，根據輸配電價核定的相關規定，抽水蓄能的電站資產不能納入可計提收益的固定資產范圍，但對于不計入之后怎么辦卻并沒有說明。所以未來新投產的抽水蓄能電站可能無法正常結算。
那能不能通過輔助服務市場來疏導抽水蓄能的費用?目前國家已經頒布了輔助服務管理辦法，抽水電站是被動接受補償，而且補償金又比較低，每年不超過一千萬元，和每年需要幾個億比應該說是杯水車薪。輔助服務市場改革提出了“誰受益誰承擔”這樣的分擔共享機制，但是這個機制沒有非常明確的細則支撐。抽水蓄能所提供的輔助服務，效益難以準確計算，收益對象眾多，很難準確判斷具體有哪些主體受益。
國外抽水蓄能電價機制
抽水蓄能電站全球總裝機規模大概是1.5億千瓦，其中85%采用電網統一經營方式或者租賃制解決收益回報問題。主要包括法國、日本以及美國的一些州，在這種情況下，抽水蓄能電站作為電網一個組成部分，類似其他輸變電資產，沒有單獨的電價，或者是由第三方投資的，由電網來租賃，相關費用納入電網統一核算，再通過銷售電價一并疏導。
在法國，抽水蓄能電站由法國電力公司統一建設、管理、考核和使用。法國電力工業垂直一體化，抽水蓄能沒有單獨的電價，只是作為電網的一個工具，完全按照電網的調度抽水和發電運行，同時電力公司也負責電站的運營成本。日本有兩種情況，有的是由電網公司建設的，也有一些是租賃制，由電源開發公司建設，租給當地的電力公司，租賃費作為電力公司成本的一部分，在銷售電價中疏導。
其余15%的情況是參與市場競爭，典型代表是英國和美國一些地區，但它們通過市場競爭來參與電能量和輔助服務市場獲得的收入僅占到所需費用的20%到30%，其他絕大部分還是通過補償的方式獲取。
全球來看，抽水蓄能電站較少通過參與電力市場競爭來解決收益回報問題，原因主要有三個方面。
第一是收益難以確定。抽水蓄能電站提供的緊急事故備用、黑啟動等輔助服務對電力系統安全穩定運行作用巨大，但效益難以定量確定，因此也難以確定補償標準。第二是市場風險。參與電力市場競爭，將面臨電價波動帶來的風險，而投資者一般傾向于投資風險較小的項目，對抽蓄的投資積極性低。第三是歷史慣性，上世紀建設的抽水蓄能電站的業主絕大多數是垂直壟斷的電力公司，因此仍沿用將抽水蓄能成本納入銷售電價的既有收益回報機制。
哪些輔助服務適合參與市場競爭?
形成市場競爭的必要條件，我們認為至少要包括以下三個，第一是市場有眾多的生產者和消費者，任何一個生產者和消費者都不能夠單獨影響市場價格，否則容易形成壟斷。第二是產品具有同質性，大家提供的產品非常類似或者是相同的，這樣任何一個企業都沒有辦法通過產品特異之處來影響價格，從而形成壟斷。第三，是信息完全性，市場上每個買方和賣方都掌握得與自己經濟決策有關的一切相關信息。
假設在未來市場環境下，可以通過調度機構發布數據等方式了解整個電網的負荷變化情況、市場的供求，還有事后的電價，以保證信息的完全性，那么輔助服務是否參與市場主要由前兩個因素來決定，也就是說是否有足夠的市場參與者，與產品是否同質。
具體到每一個輔助服務品種，一次調頻是發電機組固有的能力，是所有發電機組義務提供的，屬于基本輔助服務，不適合通過輔助服務市場獲取。
自動發電控制(AGC)在電力市場中提供的主體多，各類主體提供的服務同質性較高且能夠準確計量，服務需求明確，適合參與輔助服務市場。根據國外電力市場經驗AGC多通過日前現貨市場的競爭性投標進行組織。
在成熟的電力市場中，調峰并不屬于輔助服務。但在過渡階段的電力市場中，市場全部參與主體的計劃電量尚不具備完全參與自由市場競爭的條件，深度調峰服務可以計量，所涉及的補償費用根據分攤機制由未提供調峰服務的發電主體分攤。
常規備用的市場提供者多且市場需求明確，各類主體提供的服務同質性較高，服務供應可以計量，應納入輔助服務市場，適合以現貨市場的形式組織。
緊急事故備用屬于旋轉備用的一種，發生緊急事故時維持發電與負荷的平衡，需要快速的相應速度，市場提供主體少，市場競爭不足，適宜采用中長期招投標形式或簽訂專門的雙邊合同。
黑啟動潛在參與者較少，要求提供黑啟動服務的機組具備快速響應的特點，僅抽蓄、單循環燃氣機組、備用容量充裕的水電站滿足條件。不適合參與短期現貨市場競爭。
綜上，考慮各類輔助服務在電網傳輸的便利性、輔助服務供應商的多寡、輔助服務可準確計量的程度，輔助服務真正被調用的概率等因素，一次調頻、無功、黑啟動、緊急事故備用等服務不適合參與現貨市場競爭，一般通過長期的投標拍賣形式或專門的雙邊合同獲取，AGC和常規備用適合參與現貨市場競爭。
抽水蓄能參與電力市場收益測算
參照國外經驗，在市場成熟期，抽水蓄能電站可參與電能量市場，通過“低買高賣”獲得收益，可參與AGC、常規備用的市場競爭，提供響應服務，獲得市場效益。另外，可將黑啟動、緊急事故備用等服務賣給系統安全管理機構，通過基于成本的費率方式獲得費用補償。
我們以遼寧省的蒲石河抽水蓄能電站為例，測算抽蓄電站通過電能量市場及各類輔助服務市場所能獲得的收益。
國內外電力市場運行經驗表明市場峰谷現貨電價比僅為1.5～2倍左右。以澳大利亞電力市場為例，其負荷高峰時刻平均電價僅為低谷時刻平均電價的2倍左右，高峰電價為41澳元/MWh，低谷電價為21澳元/MWh 。浙江省電力市場2001-2002年的運行數據顯示，現貨電價均值在0.3元/kWh左右，負荷高峰期電價在0.5元/kWh以內，低谷期電價在0.25元/kWh左右 。在發電電價為抽水電價1.5倍的假設下，蒲石河抽水蓄能電站通過電能量市場獲得收益占容量費的比重在20%以內。
國內外電力輔助服務市場歷史運行數據表明，整個輔助服務市場的規模有限，分攤到單位度電的輔助服務價格較低。
美國PJM市場2014年負荷承擔的所有輔助服務費用約為2美元/兆瓦時，折合人民幣0.0025元/千瓦時。澳大利亞2014年輔助服務總費用為1億澳元，折合人民幣0.003元/千瓦時。
從國內看，2017年二季度電力輔助服務補償費用共28.19億元，占上網電費總額的0.76%，若取上網電價均值為0.5元/千瓦時，則輔助服務折合0.0038元/千瓦時。
假設負荷承擔的所有種類輔助服務費用為0.01元/kWh，2015年遼寧電量規模約2000億kWh，則輔助服務總費用為20億元，蒲石河120萬容量占全省4300萬總裝機的比重為3%，由于抽蓄電站提供AGC、調峰、常規備用時并無優勢，假設蒲石河所能分得的輔助服務補償與其容量占比成正比，則僅能分得0.6億元。考慮加上電能量市場的收益，兩者的收益與所需容量電費的比重在22%～70%之間，與現行容量電費仍存在較大資金缺口。
基于以上研究，我們建議在電力市場建成以前仍然采用兩部制電價，容量電費納入區域電網輸配電準許成本，向省級電網傳導，隨省級電網輸配電價一并回收，同時處理好與核價周期銜接問題。同時也可考慮由新能源、核電等抽蓄的收益方適度承擔部分費用，降低全部由輸配電價疏導的壓力。
鑒于抽水蓄能電站同時具備公用屬性和專用屬性，在電力市場成熟以后，采用“固定采購+市場競價”的多渠道方式解決抽水蓄能電價疏導問題。約80%的費用通過與電力交易或調度機構簽訂長期固定合同得到保障，對提供緊急事故備用、黑啟動、無功等不宜市場化的輔助服務補償。這部分費用通過輸配電價疏導。余下約20%的費用，通過參與電能量市場和輔助服務市場競爭獲得收入。
電儲能價格機制的探索
在電力系統電化學中儲能主要應用于電源側、電網側和用戶側三大場景，其價格機制各異。
電源側儲能主要有兩類。一類是為常規電源提供聯合調頻服務，儲能通常建設在火電站內部，保障機組平穩運行，對于聯合調頻獲取的AGC服務補償，投資者和電廠分成。另一種是為新能源電站提供平滑出力、調頻、減小棄風棄光服務。在風資源較好、限電現象嚴重地區試點風電+儲能項目，通過安裝儲能可有效降低風電出力預測偏差，減少考核費用，同時提高風電利用率。
電網側儲能商業模式尚不成熟，仍處于探索階段。一種是電網公司輔業單位投資建設，主業單位租賃運營。如江蘇鎮江儲能電站項目，其中許繼及山東電工投資建設部分由國網江蘇公司租賃運營。另一種是電網公司輔業單位投資建設，通過合同能源管理或者“合同能源管理+購售電”模式運營。如江蘇鎮江儲能項目中江蘇綜合能源公司所投資建設的部分，與國網江蘇公司簽訂合同能源管理服務，主要應用于輔助電網調峰及應急備用等服務，按照合同約定條款獲益。
用戶側儲能主要包括微電網儲能、工商業儲能及家庭戶用儲能等，主要為用戶或業主服務，可以達到節約電量電費和容量電費的目的，具有典型的市場行為特征。目前工商業用戶側儲能在峰谷電價差大于0.7元/千瓦時的東中部地區發展潛力較大。大工業用戶僅通過峰谷差套利模式難以盈利，若通過峰谷套利+降低需量電費的方式，在部分省市具備盈利條件。
在儲能價格機制這一問題上，美國加州的做法值得研究。
2010年，加州政府通過儲能采購強制法令AB2514，要求加州公共事業委員會(CPUC)研究儲能采購目標。2012-2013年，CPUC開展儲能的應用場景、采購機制、目標規模、效益和所有權等問題的研究。2013年10月，CPUC制定“儲能采購目標計劃”要求2020年之前加州三大公用事業公司在輸配電和用戶側采購132.5萬千瓦儲能設施。目標分解為2014-2020年間的4輪采購。儲能設施不指定技術路線。
根據CPUC的設計，儲能設施所有權和功能不同，其成本回收方式也有所區別。以提高輸配電可靠性為主，發揮電壓支撐、延緩配電設施增容，所有權屬于公用事業公司的儲能設施，從輸配電價中收回成本。用于平滑風光波動的，如果所有權屬于公用事業公司，則視為發電資產，從上網電價回收成本;如果屬于其他第三方，則通過批發市場獲利，目前這一部分有政府補貼。所有權屬于用戶，用于發揮負荷調節功能的，主要通過需求管理、分布式發電、電動汽車充電等激勵機制獲利。
這種把儲能按照不同功能細分再探討其價格機制的思路給中國提供了很好的借鑒。
在世界范圍內，也有不少國家和地區在市場機制上積極探索。在價差套利方面，歐洲眾多國家以及澳大利亞、日本能夠利用峰谷價差實現較高利潤，居民側“光伏+儲能”實現平價用電。在需求響應方面，2015年6月，美國加州發布了“需求側響應拍賣機制”示范項目，包括用戶側電池儲能系統的分布式電源可以參與。在調頻方面，美國在儲能參與調頻市場方面領先，FERC890法令允許儲能進入調頻市場，755法案要求市場按照各電源提供調頻服務的效果支付補償費用。
此外，亦有政府通過資助示范項目、發放項目建設補貼等釋放為儲能提供財政支持。在一些地區，儲能可以享受投資稅收減免、稅收抵免、加速折舊等優惠政策。
總的來說，從世界范圍看，儲能的發展和定價機制已經取得一定經驗，但仍處于不斷探索的過程中。政策的推動，尤其是補貼的實施是刺激儲能行業發展的重要推手。合理的定價，無論是政府定價還是市場競價，是推動儲能產業發展的關鍵要素。允許儲能在不同的應用場景下與其他技術進行競爭，全面參與電力市場各個環節對于儲能的發展尤為重要。
