环保百科今天分享抽水蓄能与电化学储能的价格机制探讨，大家是否对抽水蓄能与电化学储能的价格机制探讨感兴趣呢。
抽水蓄能是电力系统中重要的调节资源，在过去几十年中其价格机制经历了多次变化，在电力体制改革的大背景下，抽水蓄能又面临着进入市场这一挑战。其价格机制问题值得探讨。与此同时，电化学储能在近几年里快速发展，通过合理的价格机制收回投资目前也成为电化学储能面临的重要课题。同为储能技术，抽水蓄能的经验或可为其提供借鉴。
抽水蓄能电站基本情况
目前中国在运的抽水蓄能电站有30座，国家电网范围内有25座，装机容量是2091万千瓦。这25座中有21座是国家电网公司控股，还有4座由地方企业控股。抽水蓄能电站在华北、华东和南方区域分布较多。在建抽水蓄能30座，装机容量4305千瓦，从分布情况来看，也主要是在华北、华东和南方电网。
总体来看，抽水蓄能为平抑系统峰谷波动、保障电网安全稳定运行、促进新能源消纳发挥了重要作用。比如说，当电网线路出现故障，抽水蓄能可以立刻启动运行，稳住电网频率。促进新能源消纳方面，根据测算，2018年在国家电网经营区域内，通过充分利用抽蓄电站，多消纳了新能源电量300多亿千瓦时。
国际上，总体来看，目前已经投运的欧美抽蓄电站80%以上是在上世纪60到90年代之间投产的，主要功能是配合核电运行。本世纪以来，欧洲抽水蓄能的发展也略有增长，这主要是应对上世纪90年代和21世纪初能源需求的增加，以及应对风电、光伏等波动性电源的发展。中国的抽水蓄能主要是在90年之后建设的。
2014年底的时候，日本是装机容量最多的国家，达到2450万千瓦，比重也最高，装机占全部装机容量的8.5%以上。2014年之后，中国抽水蓄能容量达到全球第一。虽然中国在21世纪以来抽水蓄能发展速度非常快，但在占比上与其他发达国家比还是差距较大。
和其他类型电源相比，抽水蓄能呈现了人无我有、人有我优和人优我专的特点。和水电、燃煤电站、燃气电站相比，抽水蓄能电站可以提供更加全面的辅助服务。相同的辅助服务，抽水蓄能的调节速率更快，调节的范围更宽，抽水蓄能可以在一两分钟之内从静止状态达到满发状态。另外人优我专，抽水蓄能是专门提供辅助服务的，其他电站主要的功能还是发电，如果承担发电任务的话，辅助服务的功能很难得到保障。举个例子，煤电如果满负荷运行，就无法提供备用，因为它的能力已经全部被占用了。
在价格机制方面，目前中国新投产的蓄能电站，首先要向省级物价主管部门申报电价方案。省级物价部门按照准许成本加合理收益，提出电站的价格水平建议，然后将建议申报到国家发改委。如果得到批准，这个省在销售电价调整时，会把抽水蓄能的电价纳入销售电价调整一起考虑，最终疏导给电力用户。在国网区域，容量电费一般由省级电网公司把钱付给主营抽水蓄能电站的新源公司。省级电网公司也需要消化掉这个成本，就把这个成本加到每一度电上。
但这种价格机制目前遇到一个问题。2016年以后，根据输配电价核定的相关规定，抽水蓄能的电站资产不能纳入可计提收益的固定资产范围，但对于不计入之后怎么办却并没有说明。所以未来新投产的抽水蓄能电站可能无法正常结算。
那能不能通过辅助服务市场来疏导抽水蓄能的费用？目前国家已经颁布了辅助服务管理办法，抽水电站是被动接受补偿，而且补偿金又比较低，每年不超过一千万元，和每年需要几个亿比应该说是杯水车薪。辅助服务市场改革提出了“谁受益谁承担”这样的分担共享机制，但是这个机制没有非常明确的细则支撑。抽水蓄能所提供的辅助服务，效益难以准确计算，收益对象众多，很难准确判断具体有哪些主体受益。
国外抽水蓄能电价机制
抽水蓄能电站全球总装机规模大概是1.5亿千瓦，其中85%采用电网统一经营方式或者租赁制解决收益回报问题。主要包括法国、日本以及美国的一些州，在这种情况下，抽水蓄能电站作为电网一个组成部分，类似其他输变电资产，没有单独的电价，或者是由第三方投资的，由电网来租赁，相关费用纳入电网统一核算，再通过销售电价一并疏导。
在法国，抽水蓄能电站由法国电力公司统一建设、管理、考核和使用。法国电力工业垂直一体化，抽水蓄能没有单独的电价，只是作为电网的一个工具，完全按照电网的调度抽水和发电运行，同时电力公司也负责电站的运营成本。日本有两种情况，有的是由电网公司建设的，也有一些是租赁制，由电源开发公司建设，租给当地的电力公司，租赁费作为电力公司成本的一部分，在销售电价中疏导。
其余15%的情况是参与市场竞争，典型代表是英国和美国一些地区，但它们通过市场竞争来参与电能量和辅助服务市场获得的收入仅占到所需费用的20%到30%，其他绝大部分还是通过补偿的方式获取。
全球来看，抽水蓄能电站较少通过参与电力市场竞争来解决收益回报问题，原因主要有三个方面。
第一是收益难以确定。抽水蓄能电站提供的紧急事故备用、黑启动等辅助服务对电力系统安全稳定运行作用巨大，但效益难以定量确定，因此也难以确定补偿标准。第二是市场风险。参与电力市场竞争，将面临电价波动带来的风险，而投资者一般倾向于投资风险较小的项目，对抽蓄的投资积极性低。第三是历史惯性，上世纪建设的抽水蓄能电站的业主绝大多数是垂直垄断的电力公司，因此仍沿用将抽水蓄能成本纳入销售电价的既有收益回报机制。
哪些辅助服务适合参与市场竞争？
形成市场竞争的必要条件，我们认为至少要包括以下三个，第一是市场有众多的生产者和消费者，任何一个生产者和消费者都不能够单独影响市场价格，否则容易形成垄断。第二是产品具有同质性，大家提供的产品非常类似或者是相同的，这样任何一个企业都没有办法通过产品特异之处来影响价格，从而形成垄断。第三，是信息完全性，市场上每个买方和卖方都掌握得与自己经济决策有关的一切相关信息。
假设在未来市场环境下，可以通过调度机构发布数据等方式了解整个电网的负荷变化情况、市场的供求，还有事后的电价，以保证信息的完全性，那么辅助服务是否参与市场主要由前两个因素来决定，也就是说是否有足够的市场参与者，与产品是否同质。
具体到每一个辅助服务品种，一次调频是发电机组固有的能力，是所有发电机组义务提供的，属于基本辅助服务，不适合通过辅助服务市场获取。
自动发电控制（AGC）在电力市场中提供的主体多，各类主体提供的服务同质性较高且能够准确计量，服务需求明确，适合参与辅助服务市场。根据国外电力市场经验AGC多通过日前现货市场的竞争性投标进行组织。
在成熟的电力市场中，调峰并不属于辅助服务。但在过渡阶段的电力市场中，市场全部参与主体的计划电量尚不具备完全参与自由市场竞争的条件，深度调峰服务可以计量，所涉及的补偿费用根据分摊机制由未提供调峰服务的发电主体分摊。