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

“獨立”運行模式:在“獨立”運行模式下, 將新能源發(fā)電機組、抽水蓄能發(fā)電機組獨立接入電網(wǎng)。電網(wǎng)分別向新能源發(fā)電企業(yè)和抽水蓄能電站下達發(fā)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(xiàn)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(fā)電機組和抽水蓄能電站聯(lián)合運行的方式向電網(wǎng)統(tǒng)一供電。抽水蓄能電站的投運可以大量增加新能源發(fā)電企業(yè)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(fā)電量來回收。抽水蓄能電站的上網(wǎng)電價為新能源的標(biāo)桿上網(wǎng)電價, 抽水電價同新能源發(fā)電企業(yè)和抽水蓄能電站協(xié)商確定。

3.1.2 “新能源+抽蓄”聯(lián)合運行模式下電價形成機制

抽水蓄能電站應(yīng)獲得的收入=年投資費用及固定運行費用×上網(wǎng)容量+ 抽水蓄能電站的變動成本× 上網(wǎng)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(wǎng)電價為新能源的標(biāo)桿上網(wǎng)電價。抽水蓄能的抽水電價= ( 上網(wǎng)電量×新能源的標(biāo)桿上網(wǎng)電價-應(yīng)獲得的收入) ÷抽水電量

每個新能源發(fā)電單元承擔(dān)的抽水電量=抽水電量÷聯(lián)合體內(nèi)新能源發(fā)電機組總發(fā)電量×新能源發(fā)電單元發(fā)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(fā)電電量不僅與新能源發(fā)電的裝機規(guī)模有關(guān), 也與其他電站的調(diào)峰能力有關(guān)。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(diào)峰容量交易市場, 完成調(diào)峰交易及形成調(diào)峰價格。在交易市場中, 各種發(fā)電機組及電儲能實施都可以進行調(diào)峰容量交易。調(diào)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(diào)峰容量的需求情況。

(1) 市場主體及要求。電網(wǎng)內(nèi)接入公共電網(wǎng), 且向公共電網(wǎng)供電的并網(wǎng)發(fā)電廠 (為保證電網(wǎng)安全運行而建設(shè)的抽水蓄能電廠除外) , 向本電網(wǎng)輸送電能的輸電線路以及經(jīng)市場準(zhǔn)入的電儲能設(shè)施。

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

達不到基準(zhǔn)調(diào)峰率的發(fā)電企業(yè)需要購買調(diào)峰容量, 購買調(diào)峰容量的企業(yè)統(tǒng)稱為受讓方, 出售調(diào)峰容量的企業(yè)統(tǒng)稱為出讓方。

基準(zhǔn)調(diào)峰率根據(jù)電網(wǎng)用戶負荷的日峰谷差率、負荷及事故備用、常規(guī)燃煤機組的最小技術(shù)出力確定。能源監(jiān)管局可根據(jù)電網(wǎng)火電廠最小運行方式、電網(wǎng)調(diào)峰缺口對基準(zhǔn)調(diào)峰率進行調(diào)整。

(2) 信息披露。電網(wǎng)的新能源企業(yè)根據(jù)對自身新能源發(fā)電機組出力的預(yù)測情況, 向電網(wǎng)調(diào)度部門提供第二天的新能源發(fā)電機組出力曲線。調(diào)度部門根據(jù)本電網(wǎng)第二天的負荷預(yù)測數(shù)據(jù)、開機機組的最大和必需出力 , 向本電網(wǎng)輸送電能聯(lián)絡(luò)線各時段輸送的電力數(shù)據(jù)、聯(lián)絡(luò)線向外電網(wǎng)各時段計劃輸送的電力數(shù)據(jù), 對本電網(wǎng)進行電力電量平衡。

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

當(dāng)0≤Pt時，新能源發(fā)電機組的必需出力= 新能源機組的預(yù)測出力。

當(dāng)0≤Pt時，實際調(diào)峰率低于基準(zhǔn)調(diào)峰率的機組購買調(diào)峰容量，實際調(diào)峰率高于基準(zhǔn)調(diào)峰率的機組出售調(diào)峰容量。

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

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

(3) 價格申報。受讓方根據(jù)自身的出力情況向調(diào)度機構(gòu)申報購買調(diào)峰容量的時間、數(shù)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(xù)96 (或48, 或24) 個節(jié)點的報價曲線。

出讓方同樣向調(diào)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(xù)96 (或48, 或24) 個節(jié)點的報價曲線。出讓方的最高報價為新能源發(fā)電機組的標(biāo)桿上網(wǎng)。

申報最小單位為1兆瓦, 一個申報單元可以申請多組數(shù)據(jù)。

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

價格= 啟停費用/發(fā)電量+ 上網(wǎng)電價- 發(fā)電時的變動成本。

發(fā)電數(shù)量為100×停機時間。

(4) 價格形成。根據(jù)受讓方和出讓方在每個周期申報的調(diào)峰容量交易價格及交易量數(shù)據(jù)。根據(jù)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(jù)排序情況進行交易撮合, 按照“高低匹配”標(biāo)準(zhǔn), 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(dāng)達到以下兩個條件之一時, 終止撮合:a.調(diào)峰容量出讓方價格>調(diào)峰容量受讓方價格;b.調(diào)峰容量出讓方隊列或調(diào)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(shù)據(jù)進行更新。對那些已經(jīng)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(xù)進行調(diào)峰容量交易。然后, 重復(fù)交易雙方都已經(jīng)完成各自申報的電量。這時, 調(diào)峰容量交易全部完成, 根據(jù)所得到的結(jié)果及成交價格結(jié)算交易雙方已經(jīng)達成的結(jié)算電量。PH成交價格= (調(diào)峰容量出讓方報價+調(diào)峰容量受讓方報價) /2。

3.2 電力現(xiàn)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(xiàn)貨市場建立后, “新能源+抽蓄”可以作為一體向市場交易結(jié)構(gòu)申報每小時 (或15分鐘, 或30分鐘) 的發(fā)電量及發(fā)電價格。當(dāng)市場價格高時, 聯(lián)合體增加發(fā)電量, 當(dāng)價格低時減少發(fā)電量。抽水蓄能電站作為新能源發(fā)電機組的“蓄水池”, 保證聯(lián)合體獲得經(jīng)濟效益。

(2) “新能源+抽蓄”聯(lián)合及獨立運行模式下電價形成機制。電力現(xiàn)貨市場建立后, 在能量市場上, 抽水蓄能電站在電網(wǎng)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(wǎng)低谷時段, 發(fā)電企業(yè)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(fā)電, 電價比較高。抽水蓄能電站通過低買高賣獲得經(jīng)濟效益。

另外, 抽水蓄能電站也可以參與輔助服務(wù)市場競爭, 獲得輔助服務(wù)收入。抽水蓄能電站是參加輔助服務(wù)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(shè)抽水蓄能電站也完全由投資者根據(jù)市場行情決定。

四、結(jié)論

“新能源+抽蓄”模式下, 建設(shè)抽水蓄能電站的目的是多消納新能源。其上網(wǎng)電價不能按“發(fā)改價格[2014]1763號”執(zhí)行。在電力現(xiàn)貨市場建立之前, 抽水蓄能電站投資費用及運行費用應(yīng)通過新能源發(fā)電企業(yè)增加的售電量及調(diào)峰容量市場回收;其上網(wǎng)電價按新能源標(biāo)桿上網(wǎng)電價執(zhí)行或通過調(diào)峰容量市場競爭形成;其抽水電價是通過新能源發(fā)電企業(yè)和抽水蓄能電站協(xié)商形成或通過調(diào)峰容量市場競爭形成。電力現(xiàn)貨市場建立后, 抽水蓄能電站在電網(wǎng)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(wù)市場競爭, 獲得輔助服務(wù)收入。