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新型储能价格形成机制的国际经验及相关探讨
本文作者：陈皓勇，就职于华南理工大学电力经济与电力市场研究所，本文仅代表作者个人立场。
近日由国家发改委发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（下简称“《意见》”）。《意见》基于两部制电价思路，明确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；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。《意见》在价格形成、电费分摊、市场衔接、资本引入等方面有所突破。
本次抽蓄价格机制改革相对于2015年新一轮电力体制改革启动之前，将抽蓄作为电网公司购销差价的一部分，并实行单一容量（电量）电价或者两部制电价而言是一个进步。《意见》将抽蓄电站的价值分解为提供调峰服务的价值和提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值；明确了以竞争性方式形成抽水蓄能电量电价，将容量电价纳入输配电价进行回收的原则。《意见》的出台有望缓解抽蓄成本疏导的困难，加快抽蓄的建设和发展，提高电力系统的调峰调频能力及灵活性，促进可再生能源的大规模开发利用和支撑“双碳”目标的实现。
抽水蓄能电站可理解为电力系统中的“巨型储能电池”，虽然纯粹从能量平衡的角度，抽蓄抽4发3的运行方式会带来能量损失，但从整个电力系统的角度，抽蓄通过削峰填谷，可以改善他机组的运行条件并提高运行效率，尤其是在可再生能源大规模接入的背景下，抽蓄带来的系统效益或价值尤显重要，但其定价原理和机制问题仍有待理顺。
因此，从电价问题（或电能价值分析）的角度出发，抽蓄是一个比较典型的代表，对其进行深入研究，也可以为其他类型电源、负荷和储能的合理定价提供参考。
抽蓄发展面临的困境
及价格形成机制改革
根据电力规划设计总院编写的《中国电力发展报告2019》提供的造价指标数据显示，抽水蓄能单位造价为5969元/千瓦（常规水电为14561元/千瓦），在除光伏发电外的各类非化石能源发电工程中单位造价最低；且对于保障电网安全、促进新能源消纳方面具有十分重要的意义。
我国为发挥抽水蓄能的调节功能，多年以来持续推进完善相关价格机制，基本形成了抽蓄建设、管理以电网企业为主体，容量成本回收不通过输配电价途径，价格形式有单一制也有两部制的机制现状。
随着我国电力市场化改革、输配电价改革纵深推进，抽水蓄能的发展面临更加突出的矛盾：一是随着发用电计划全面放开，政府目录销售电价的执行范围将缩小至居民、农业等保底用户，该部分用户用电量小、电价承受能力弱，销售电价难以完全承担抽水蓄能电站成本回收；二是输配电准许成本中不包含抽蓄容量电费，相关成本无法通过输配电价向市场化用户传导；三是我国电力市场建设尚未成熟，市场机制、交易品种仍在不断完善，无法支撑抽水蓄能电价回收。
由于抽蓄成本疏导的困难，2019年底，国家电网有限公司曾经下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》，提出“不再安排抽水蓄能新开工项目”。
本次发布实施的《意见》，建立了“独立”的抽蓄价格机制，使其不再作为电网“购销价差”的一部分，为各类储能成为独立的电力市场参与方创造条件，并吸引其他投资主体投资储能电站。同时，《意见》也考虑了抽蓄的成本费用不得计入输配电定价成本的相关规定，明确了容量电价由电网企业通过输配电价回收的思路，但不是输配电价的组成部分。
从《意见》所附的容量电价核定办法看，与输配电价不同的是，前者是经营期法，考虑经营期内现金流的时间价值和内部收益率；后者是服务成本法，考虑监管周期内的准许成本与合理收益。此外，《意见》也为抽蓄进入市场交易指出了方向。
抽蓄电价形成机制
的相关理论探讨
价格机制是市场机制的核心，市场决定价格是市场在资源配置中起决定性作用的关键。
电价问题可分为“价值问题”（即电能价值分析）和“价格问题”（即电价形成机制）两个方面。电价形成机制设计应建立在电能价值规律的基础之上。
“价值问题”具有理想性（即回答“最理想的价格应该是什么”），而“价格问题”具有现实性（各利益主体将基于价格进行真金白银的结算）。价格是价值的表现，并且不能偏离价值太远。在计划经济模式下，最理想的电价水平应等于电能的真实价值；在市场经济模式下，市场电价应围绕电能真实价值上下波动。
合理的电价形成机制和电价体系的建立需要科学理论的指导，也需要可以具体操作、便于计算的方法和手段。从计划经济模式下的会计学方法定价到市场经济模式下的经济学方法定价，电力价格的形成机理将发生颠覆性变化，但两者也可结合起来使用。
在计划经济体制下，主要是依据会计成本核算来制定电价，着眼于帐面上的平衡。市场环境下的经济学方法不着眼于账面收支平衡，而是注重于电力资源的优化利用，其实质是微观经济学的边际成本理论在电价问题中的应用和发展。
除特殊情况外，由于电力负荷无法由单个电源来供电，因此电能的价值必须放在整个电力系统中考虑，而且不同类型电源在电力系统中的价值存在一定的相互依存性和替代性是客观存在的，也是可以测量的，这也是“电能价值当量”一词的来由。电能商品的定价应以对电能价值规律的深入分析为基础，并建立基于电力系统优化规划、优化运行原理的电能成本分析数学模型，它是一个大规模复杂系统优化问题。
对于抽蓄来说，在低谷时段用低成本电抽水，在高峰时段顶替高成本电发电，虽然在循环中会损失约25%的电能，但在经济上仍然是合理的——其能够提高全系统的经济效益；同时，其经济效益（价值增值）也可以量化，用每天的发电电费收入减去其每天的抽水电费支出正是该抽蓄一天中创造的价值。
但这有赖科学合理的抽水与发电循环的分时电价机制。如前所述，抽蓄的规划、运行以及成本、效益不能脱离整个电力系统来衡量。因此，在进行抽蓄电能价值分析之前，需要建立一个含抽蓄的全系统优化模型，可采用基于年或多年目标的电源规划模型进行，模型具有以下特点：
首先，该优化模型比一般电源规划模型更加复杂，要包含比较详细的日运行优化模型。由于抽水蓄能电站的运行和当日的负荷水平、电源结构等因素密切相关，因此要求按日进行运行优化，也就是说全年优化过程应在8760小时上展开。
其次，容量边际成本的计算模型与基于年或多年目标电源规划模型是类似的。优化结果中最后投建机组的容量成本正是系统的边际容量成本。对于边际电量成本的计算在理论上应采用全年时序负荷的摄动方法，计算量非常大，可釆用近似计算方法。
最后，容量、电量的总成本和总效益应分配到每台机组和每一小时，需要分别建立它们的分摊准则（如风险原则），并将它们在负荷曲线上沿负荷轴和时间轴作二维展开。
通过以上计算将得到一年（或多年）8760小时的抽蓄分时电价，可为抽蓄定价和电力市场交易机制设计提供参考。这是理论上比较严谨的计算过程，也是电能价值分析的一般过程，在实际应用中可以酌情简化。
新型储能价格形成机制
的国际经验及相关探讨
储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展、实现“双碳”目标具有重要意义。
根据实际情况，储能可以参与中长期、现货或辅助服务交易。特别是储能凭借其快速精确的响应能力和灵活的布置方式，已经在以调频为代表的辅助服务领域（特别是配合火电机组联合调频等方面）实现了商业化的突破。但从另一方面看，与储能相关的电价和市场机制还不够完善，目前储能进入辅助服务市场后，还存在盈利难以保证等问题。
借鉴美国的经验，调频辅助服务市场是美国储能在电网中应用最广泛的市场。2007年以来，为推广储能应用、提升电网可靠性和运行效率、减少新建电厂投资以及促进新能源发展，美国联邦能源管理委员会（FERC）陆续颁布法令推动新能源参与市场。其中，890号法令（2007年）和719号法令（2008年）要求各区域电力系统运营机构（ISOs/RTOs）修订市场规则，允许储能进入电能批发市场；755号（2011年）、784号（2013年）和792号法令（2013年）强调各区域市场应允许储能参与调频服务和其他辅助服务市场并获得合理收益。
美国联邦能源管理委员会在2011年12月发布了755号法令，明确要求各个电力市场出台基于效果的付费补偿方案，对调频资源的实际贡献进行补偿。法令要求调频辅助服务市场对调频资源必须包含两部分补偿：一方面是对应现有的容量补偿，包含边际电源的机会成本；另一方面是效果补偿，反映调频资源提供调频辅助服务的质量（如跟随控制信号的准确度）以及实际贡献数量。
这使得储能系统参与电网AGC调频服务获得合理回报的问题得以解决。2018年2月，美国联邦能源管理委员会发布841号法令，再次要求各电力市场研究制定储能公平参与电力市场的相关规则，允许100kW以上的小型储能资源独立参与各类电力市场（电能市场、辅助服务和容量市场）。841号法令提出13个储能资源的物理运行特性，包括与充电状态、充电时间、充电/放电限制、运行时间、充电/放电爬坡率等相关的特性，要求在市场规则设计时充分考虑储能运行特性。尽管841号法令要求各电力市场允许储能参与电能批发市场、辅助服务市场以及容量市场，但目前大部分市场中储能尚未正式参与电能批发市场，调频辅助服务市场仍是美国储能在电网中应用的最大市场。
为推动新型储能（除抽水蓄能外的新型电储能技术）快速发展，国家发展改革委、国家能源局近期发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》（下简称“《指导意见》”）。《指导意见》要求不仅明确了新型储能独立市场主体地位；同时还明确要求加快储能参与电力市场进程、探讨储能电价形成机制，并对储能的多种应用形式给予机制上的鼓励。
尽管《指导意见》和抽蓄价格形成机制改革方案逻辑基本一致，但也有一些区别。例如，新型储能可参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场，而抽蓄在现阶段仅参与现货市场。与抽蓄类似，《指导意见》提出电网替代性储能设施成本收益将纳入输配电价回收，但对于“电网替代性储能设施”的界定还没有加以明确。
事实上，新型储能的工作原理与抽蓄相似，其规划、运行以及成本、效益也不能脱离整个电力系统来衡量，因此，前述介绍的价值分析的基本思路依然是有效的。但考虑到新型储能响应速度更快，技术特性更复杂，价值也更加多样化，对其价值评估及合理定价，要比抽蓄更加困难，需要在广泛借鉴国外先进经验的基础上结合我国国情开展深入研究。
