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。
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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。