电力市场运行机制范例(3篇)

电力市场运行机制范文

[论文摘要]：随着市场经济的不断发展，电力系统的经营管理必将在市场经济的风浪中感受到波击，并不断向前发展，而电力资源的合理开发与利用，它将面临着的新挑战，本文讨论了在新的环境下电力市场的发展与生存问题。

引言

随着电力市场改革的不断深入和电网市场化运营的建立与发展，在上世纪九十年代国家电力部就提出了电力行业的商业化问题，经过充分酝酿准备，在全电会议中明确提出：第一，在发电领域引入竞争机制，按同类发电厂最低电价顺序上网，第二，实行峰谷电价，丰枯电价、分类销售电价，第三，市场机制将成为今后电力运营的基本点，因此，如何在电力市场的运营过程中打破电力系统的垄断，顺利实现电力系统的市场化运营，已成为电力系统管理者研究的热点。本文就如何在市场经济条件下，大力发展电力、合理使用电力资源进行了探讨，认为在电力市场环境中，电力企业商业化运营，涉及电力系统安全稳定和经济运行的理论、技术，以及电力企业经济利益最大化等市场经济的理论，所以，电力市场环境下可靠性工作将面临更深奥的技术问题，及更严峻的市场竞争与挑战。

1中国经济发展对电力的需求及面临的挑战

本世纪前20年是我国建设全面小康社会的时期，经济总量将以年均7％以上的速度递增，对能源特别是对电力的需求会更加旺盛。由于我国人均能源资源占有量很低，能源结构以煤炭为主，能源和环境资源不足将是我国经济发展中两个长期的制约因素。在经济，能源和环境协调发展的过程中，电力工业必然要走高效、洁净和廉价的发展道路。然而，我国电力工业在获得巨大发展空间的同时，也面临着十分严峻的挑战：一方面，电力工业的发展愈来愈受到资源和环保的制约，另一方面电网负荷率的下降，致使系统发供电成本逐步上升，企业经济效益下降。

目前中国正处在经济高速增长的时期，CDP的年增长率持续保持在8％以上，2003年CDP己达14000亿美元，但人均CDPR为1000美元，中国仍然是一个发展中国家，经济的持续增长是必然的趋势，国民经济的增长必然伴随着对能源电力需求的增长，2003年底全国电力总装机己达3.91亿KW，年电量为19000亿Kwh旭由于经济的快速增长，仍然出现了部分地区电力供应不足，拉闸限电频繁。由此可以预计的电力增长前景为：2004年将突破4亿KW，2010年达到6亿kW，2022年将达到9.5亿KW以上，这是一个可观的增速。

随着我国经济的迅速发展和人民生活水平的不断提高，对能源的需求越来越大，特别是现代化程度的提高，使得国民经济以及关系国计民生的各个方面都离不开电这一能源。我们也注意到，全国电力供需形势发生了微妙的变化，有十几个省市自治区出现程度不同的电力短缺现象。曾经消失多年的缺电警报在许多地区又重新拉响，并且还有逐渐蔓延的趋势。这极可能意味着电力供求的拐点已经出现，有关专家更是预言：“十五”后三年电力短缺已成定局。因此如何解决高速的经济增长和对能源需求的矛盾，是值得我们探索的一个迫在眉睫的问题。

2市场经济条件下我国电力发展对策

从我国实际情况看，由于各地区电力系统运行的差异，以及当地社会，经济状况的差异，使得建立电力市场的规则不尽相同。从电力市场中不同成员需要的技术支持系统的功能上来看，主要有以下几类：用于电力市场交易管理机构或调度中心的电力市场运营技术支持系统，用于发电企业报价决策的支持系统；用于输(配)电企业的输电方案决策支持系统，用于供电企业的市场综合技术支持系统，用电售电企业的购电决策支持系统等。

电力市场作为一门新型的理论，其始终处于不断探索与发展中，即使在发达国家电力市场也处于发展完善之中。由于我国电网自动化水平与世界先进国家相比有一定的差距。为了全面推进电力资源的管理工作，我们认为需要重点解决一些影响发展的问题。初步考虑有以下几个方面：

(1)重新确立各参与主题的地位和作用

一是政府：在市场经济条件下，政府在电力发展中始终处于战略主导地位，需要政府不断完善各行各业的用电法规环境、政策环境和监督管理环境，运用多种调控手段，克服电力资源的不合理使用的宏观障碍，最大限度地实现全社会的资源优化配置和环境保护，使政府、电力企业和用户等参与者同时受益。

二是电网公司：与终端用户密切接触的电网公司不可回避地将成为电力资源的使用主体。在政府的领导下，电网公司应积极协助政府制定电力资源应用的激励政策和法规，在实现政府节能增效规划目标的同时，不断提高供电服务质量和降低系统建设和运行的成本，

三是发电企业：发电企业是电力资源的产生源头，需要相应的电力资源调控政策。

四是设备制造企业：在电力资源发展过程中，设备制造业处于技术装备保障主体的战略地位。其任务是在不断满足市场对廉价高质量节能产品需求的同时，及时生产满足市场需求的节能节电产品。

五是能源服务公司，在电力发展中，其处于节能实施中介的地位，在国家法规和政策的范围内，调动资金和技术的力量帮助各类用户进行节能改造，在帮助企业取得节能改造效益的同时，实现自身利益的最大化。

六是电力终端用户：在电力发展中，电力终端用户处于节电调荷主体和受益者的地位，电力终端用户具有遵守国家用能法规的义务，并应主动的利用已有的节能增效的激励政策、技术和服务等资源来进行节电调荷，优化用能方式，降低用能成本，提升企业自身的市场竞争力。

(2)重点研究解决市场经济条件下的激励与利益分配机制问题

在全面贯彻落实各项责任制的前提下，解决体制与机制问题。当前要解决的问题是：如何制定合理的分时电价，如何理顺电网公司实施投资回收机制，如何落实企业推进节能受益机制等。

(3)统一部署，整体规划，分步实施

要尽快对未来十年甚至是二十年电力发展进行整体规划，确定我国发展电力的各阶段任务，投资安排和相应的政策措施，以有效推进电力发展，使电力发展成为全面建设小康社会的一个重要方面。

(4)环境保护

在我国大力发展电力事业的同时，切记造福于子孙后代的环境问题，如何使电力资源的开发与利用进入良性循环是我们所必须解决的关键问题，因此，需要集中各方面的力量，尽快制定出更加科学和适合我国国情的电力资源开发及利用的激励政策和效益评价及分配方法。

电力市场运行机制范文

构建电力批发市场是电力市场化改革最核心的制度安排。尽管国外在运行的电力市场间多有差别，但从电力供需平衡基本方式的角度看，只有“单边交易”（也称强制性电力库）和“双边交易”两种模式。所谓“单边交易”模式，就是市场组织者强制代需方向供方招标采购，不允许场外实物交易，所有发电商均只能向市场组织者（非营利机构）售电，所有售电商和大的终端用户也只能向市场组织者购电，市场组织者是唯一批发购电者和批发售电者，市场出清价格基于供方的竞争决定，需方是市场价格的被动接受者。“双边交易”模式的核心是“自由交易、自负其责”，允许场外实物交易，场内的有组织交易也属自愿参加。需方参与价格形成，但也要为其购买承诺负经济责任。从我国的国情出发“，单边交易”的优点是易于和传统体制接续，可控性强，较难解决的问题是市场操纵；“双边交易”模式的优点是市场效率高，但构架复杂，靠合同约束保障系统平衡对法制条件及配售侧改革配套要求较高。我国电力批发市场构建的长期目标应确定为“双边”的跨省区域市场，但应先易后难、稳步推进。过渡期交易模式应以“单边交易”模式为主，区域电力市场建设可走“由点及面”的渐进之路。

关键词：

电力批发市场“强制库”“双边交易”

电力市场有狭义和广义之分。狭义的电力市场，是指电力交易的场所或范围。广义的电力市场，则是指电力交易关系的总和，是一种经济制度。电力批发市场构建是电力市场化改革最核心的制度安排，我国新一轮的电力体制改革要真正向前推进，必须准确把握电力市场的设计原理，并以此为基础设计适合国情的电力市场化之路。

一、电力市场的基本模式

电力是系统集成的产品，其大宗交易的方式与电力系统供需实时平衡特性相兼容，是电力市场区别于普通商品市场的本质特征。根据国际能源署、各国能源监管当局等公共政策机构对电力市场的总结或介绍，所谓电力市场模式，就是电力的交易方式，亦即实现电力系统供需平衡的基本方式①。进一步说，就是在电力供、需匹配的主体市场中，谁和谁交易，怎样交易。所以，尽管各国在运行的电力市场之间多有不同，但从系统供需平衡的基本方式看，只有“单边交易”（强制性电力库）和“双边交易”两种模式。

（一）“单边交易”（强制性电力库）模式“单边交易”模式也称“强制性电力库”，是一种由市场组织者代用户向发电商招标采购来实现能量平衡的交易方式。在“单边交易”模式中，系统内每台发电机组都必须向市场组织者（通常由系统运行机构代行职能）投标，并按系统运行机构统一安排的发电计划上网运行。一般的组织方式是：发电商前一天或更短时期内向市场组织者提交实时运行时每台机组的供给曲线（价格与机组出力的对应关系），市场组织者基于对系统负荷的预测，按报价从低到高的原则对各投标发电机组进行排序，在满足输电容量限制等技术条件前提下，统一安排各台机组的发电计划，并将满足系统需求的最后一台机组报价定为市场出清价格。市场组织者按该市场出清价格对发电商进行支付，并按照非盈利原则将电力转售给售电商（包括配电公司、独立的售电公司）和大型终端用户。因此，所谓“单边交易”模式，简单说，就是“强制进场，单边交易”。或者说，是“单边交易现货市场”模式。“单边交易”模式的主要特征有三点：1.交易是单边的。不允许场外实物交易，所有发电商都必须到现货市场（库）内向市场组织者投标售电，所有售电商、大用户也只能向市场组织者购电，市场组织者是批发市场中唯一的买主和卖主。2.需方不参与批发市场定价。由于是由市场组织者强制代用户向发电商招标采购，“单边交易”模式出清价格是基于发电商间的竞争决定，需方对批发电价没有直接影响（参见图5）。3.系统能量平衡靠集中控制，平衡成本由市场成员共担。市场组织者代用户招标采购的依据是系统负荷预测，带有主观性。由此安排的发电计划，肯定与客观的市场需求不相匹配，须继续统一安排发电计划以保障系统平衡。进而，这种由集中控制产生的系统平衡成本就具有公共成本属性，应该由所有市场成员共同负担。

（二）“双边交易”模式所谓“双边交易”模式，简单说，就是“交易自由，责任自负”的电力交易制度。在“双边交易”模式中，能量平衡的基本方式是双边交易，亦即在其能量供需平衡主体市场（场外双边合同及日前市场）交易中，供、需双方均可自愿参加，交易数量和价格由供、需双方共同决定。“双边交易”模式的市场构架是：场外双边合同+自愿参加的日前市场和日内市场+（实时）平衡市场。“双边交易”通常分为场外双边交易和场内双边交易（日前市场和日内市场）两部分。场外（即OTC合同）双边交易也被称为“无组织的市场”，由供、需双方自由选择交易对象，以中远期或其他个性化合约交易为主（亦即国内的“长协”交易）。场内双边交易（日前市场和日内市场）市场也被称为“有组织的市场”或“自愿库（VoluntaryPool）”，以现货及其他标准化合约交易为主，由电力交易所等市场组织者对各个买者和卖者的交易要求进行集中撮合。（实时）平衡市场尽管不是能量供需匹配的主体市场，但却是所有“双边交易”模式中的标准配置。因为电力的自由交易使系统运行机构不再有统一安排发电计划的能力，若供方或需方中任一成员未履行交易合同，就会使系统主能量的实时平衡遭到破坏。为此“，双边交易”必须由配有“平衡机制”，以约束交易者履行承诺，并使系统运行机构具备消除不平衡的经济能力。这个平衡机制的市场化实现形式就是（实时）平衡市场。具体说，所有市场成员均须与系统运行机构签订平衡责任合同，承诺对不平衡电量承担财务责任。无论是“长协”交易还是现货交易，也无论是场外交易还是场内交易，实物交割（实时传输）必须以供方机组出力曲线和需方负荷曲线形式执行。一般是在交割前一天或前若干小时，市场成员将各自基于场内、外交易结果形成的发、用电计划送系统运行机构，并同时对该发、用电计划做出财务绑定的承诺（Financial-lyBindingCommitment）。如因市场成员未履行合同而导致系统能量不能实时平衡，系统运行机构就要在平衡市场招标采购平衡电量，该平衡费用由不平衡责任者承担。“双边”模式的主要特征可概括为三点：1.交易自由。市场成员可自愿选择场外交易或场内交易（有些地区还可在多个交易场所间进行选择），按交易合同自行安排发电或用电计划。英国、北欧的有组织市场（电力交易所）与系统运行机构是分开运作的，市场成员可根据日前市场或场外的远期交易合约，自行安排次日发、用电计划。该计划可通过日内市场进行调整，在日内市场关闭后，将未来一小时或更短时间的发、用电计划提交给系统运行机构。在美国的PJM、加州、德州、纽约等电力批发市场中，除一个集中组织的现货市场（主体是日前市场）外，也允许场外实物双边交易。与英国、北欧等地日前市场不同，美国的日前市场还引入了虚拟交易（但虚拟交易合同须在实时市场买回），用以提高日前市场的竞争强度，缩小日前市场价格与实时平衡市场价格的差距，抑制发电商在日前市场和实时平衡市场间的套利行为，保障现货市场价格作为期货市场交割依据的可靠性。根据美国联邦能源管制委员会对美国区域批发电力市场介绍“，新英格兰、纽约、加州、PJM、中部（MISO）、西南（SPP）区域市场售电商的电量来自集中现货市场、双边合同或自己的发电厂”。德州行政法规中关于系统运行机构（ERCOT）设计电力批发市场的原则规定：,美国德州电力可靠性委员会应运行一个自愿的日前主能量市场，在不影响可靠性的前提下，应允许市场成员自发自供或签订双边合同。”根据PJM2014年电力市场报告，该区域实际用电量来自现货市场、双边合同和自发电的比例分别为26.7%、10.6%和62.7%。2.供、需双方共同决定价格。“双边交易”作为一种交易制度，当然包括供、需双方直接见面或直接签订合同，但这并非“双边”的本质特性。“双边”的本质是成交价格、成交数量等交易决策由交易者自主决定，而非市场组织者“越俎代庖”。在“双边”模式中，无论是场外双边合同价格，还是场内集中撮合成交的统一出清价格，都是供、需双方博弈的结果（参见图6）。后者与前者的区别，不过是市场组织者对多个卖方申报的供给曲线和多个买方申报的需求曲线进行了整合，其依据仍是买、卖双方的交易要约，出清价格由供、需双方决定的本质并未改变。3.系统主能量平衡靠合同约束和自负其责。作为交易自由的代价或约束条件，“双边交易”中买、卖双方均须为自己的行为负责。即使是场内集中撮合的现货交易，买、卖双方也均要绑定财务承诺，承担违约导致的系统不平衡责任。在欧洲如英国、北欧的双边市场中，系统能量平衡所需的发电机增减出力或用户增减负荷，由系统运行机构在一个单边的平衡市场中招标采购，市场成员发、用电计划与实际执行的偏差，按该采购价格付费。美国的做法也是建立一个单边的实时平衡市场，市场成员未执行日前发、用电承诺须承担的电量不平衡责任，按实时平衡市场价格与执行的电量偏差计算。

（三）“单边交易”模式与“双边交易”模式的区别“单边交易”模式与“双边交易”模式主要有以下五点不同：1.交易关系的性质不同：强制、单边/自愿、双边。“单边交易”模式的供方和需方（售电商和大用户）都必须且只能同市场运行者交易，这种交易关系是强制的、单边的；“双边交易”再无市场组织者代购代销，供、需双方均可自主决策，其交易关系是自愿的、双边的。2.市场构架不同。“单边交易”模式的市场构架为单一现货市场。所谓同时存在的中长期交易，是“差价和约”一类的金融交易，为市场成员规避风险之用，与电力系统的供需平衡无关。“双边交易”的市场构架是场外双边合同+自愿参加的日前市场和日内市场+（实时）平衡市场，允许场外的实物交易。3.价格形成机理不同：卖方决定/买、卖双方决定。在“单边交易”模式中，市场出清价格由市场组织者基于发电商的竞争确定，需方是批发价格的被动接受者（参见图5）。而在“双边交易”中，需方也参与批发市场竞价，无论是场外的供、需直接交易，还是场内的集中撮合交易，市场价格都是由买、卖双方共同决定的。4.系统能量平衡的手段和成本负担方式不同：集中调度、成本共担/合同约束、成本自担。“单边交易”系统能量平衡靠集中调度。由此而导致的平衡成本由市场成员共同负担。“双边交易”系统能量平衡靠合同约束，违约导致的系统能量平衡成本由违约者自担。5.市场设计理念不同：集中决策/分散决策。虽然“单边交易”和“双边交易”均试图用市场机制解决电力资源优化配置问题，但背后的理念仍有差别。“单边交易”模式更强调电力产品的特殊性，认为“交易基于系统需求预测”的集中决策体制，对电力系统的安全可靠仍然重要，制度“成本———收益”的关系较好；而“双边交易”更强调电力与其它大宗商品的共性，认为“自由交易、自负其责”的分散决策体制，也可与电力系统可靠性要求相兼容，而市场运行的效率更高。

二、两种市场模式的国际分布及适用性分析

（一）“单边交易”与“双边交易”的国际分布1“.双边交易”是国际主流。国际能源署在2001年的一份电力市场总结报告中②指出：“关于电力批发市场组织的第一个争论，是选择强制的还是自愿的电力库。竞争的双边电力交易为一个高效率的现代电力市场中所必需，已获得越来越多的认可。自愿库或电力交易所正逐步成为主流，而强制库正在消退。”目前国外在运行的电力市场，大多实行“双边交易”模式。北欧电力市场开“双边交易”模式先河。其他欧洲国家如德、法等也大都效仿北欧建立了“双边交易”市场。美国的PJM、德州、纽约、加州、新英格兰等主要竞争性电力市场也实行“双边交易”模式。英国作为电力市场化改革的先驱，于上世纪90年代初首创“单边交易”模式，但经过10年的实践后，也于2001年将“单边交易”改为“双边交易”模式。英国所以改“单边交易”为“双边交易”，主要原因是市场操控问题难以解决。英国电力市场化后新建电源均为天然气机组，而天然气机组因“照付不议”的购气合同而皆“不可调”，加之核电的“不可调”，大部分机组都采取了“0-0报价”的跟从策略，导致市场出清价格为少数“可调”的燃煤机组所控制。2“.单边交易”也有长期运行的实例。澳大利亚国家电力市场被认为是“单边交易”模式成功的范例。1998年开始实施，至今一直平稳运行。除设计合理外，一个可能的原因，是该市场所在的东南部各州电源与负荷分布均衡，而且燃煤机组比重大，不易形成市场操纵。除澳大利亚外，加拿大安大略省和阿尔伯塔省、希腊、新加坡及一些欠发达国家，也存在“单边交易”模式的电力市场。

（二）两种市场模式在我国的适用性分析从我国的国情出发，二者的适用性似可作如下结论：1“.单边交易”模式较易控制但市场效率较低。由于“单边交易”模式是市场组织者代售电商向发电商招标采购，竞争的范围、强度具有可控性。由此，“单边交易”模式与“输配一体化”体制的相容度也较高，对于重视所谓“最大公约数”、“平稳过渡”的我国决策当局，较易接受。但“单边交易”市场出清价格的形成缺乏需求侧响应，一般认为其市场效率会低于“双边交易”模式。此外，“单边交易”模式对市场结构的竞争度要求较高，而目前我国发电侧以“五大集团”为主体，其市场布局基于2002年提出的跨省区域电力市场规划，这一区域市场布局在过去的十多年并未得到电网建设的支持。加之无跨省的区域政府，“单边交易”模式的跨省区域电力市场也缺少政府依托。如“单边交易”模式建于省内，电网构架和政府依托方面的条件大多具备，但须改变目前普遍存在的“一家独大”局面，否则市场操纵问题很难解决。2“.双边交易”模式较先进但也较难控制。如前所述，“双边交易”模式被认为更接近普通商品市场属性，市场出清有需求约束，价格不易扭曲，加之有中长期交易与现货交易的配合，可有效提高市场的流动性和资源配置效率。但这需要复杂的规则设计，而且对诚信和法治的条件要求较高。此外，国际经验证明，“双边交易”模式中的买方主要是售电商及其机构而非终端用户，初期的售电商又以配电企业为主，而目前我国独立配电公司极少，未来电网企业输、配关系也不明晰，“双边交易”模式或可在“网对网”、“点对网”交易中试行，但若普遍推行，则要有配售侧产业组织的深度改革相配合，而后者的可控性就更为困难。

三、我国电力批发市场构建的路径选择

如前所述，没有电力批发市场的构建，新一轮电力市场化改革仍将沦为空谈。因此，必须在遵循电力市场基本原理的基础上，探索中国特有约束条件下的电力市场建设之路。

（一）长期目标应是“双边交易”的跨省区域市场如前所述，“双边交易”市场效率较高，也不易形成市场操纵，因而长期看，我国电力市场的主流模式也应是“双边交易”。我国地域辽阔、地区间资源禀赋和产业结构差异大，能源供需格局呈逆向分布，加之“三峡”、“西电”等大容量、远距离的跨区送电，已经形成电力资源跨省配置的格局，市场布局显然应突破省级行政区划。因此，我国电力市场建设的长期目标，应是“双边交易”的跨省区域市场（可简称“双边区域市场”）。

（二）初期过渡模式应以“单边交易”模式为主尽管“单边交易”模式与“双边交易”不能兼容，但只要“单边交易”的实践足够，随着经验的积累及其他相关改革的推进，也可顺利地改“单边交易”模式为“双边交易”模式。本世纪初英国成功地将“单边交易”改为“双边交易”，已为此在实践上提供了有力的佐证。因此，我国的电力批发市场的建设，应先易后难，稳步推进，不仅要有阶段性目标，还应有阶段性模式。目前各地普遍推行“直接交易”，以降电价为预期目标，在发电能力严重供大于求的背景下，短期内容易操作。而若以促进电源结构优化，提高系统效率为目标，则必须配套建立现货市场和“平衡机制”，否则不可持续。但如前所述，“双边交易”模式以市场成员履行合同为依托，对诚信、法治及配售侧改革配套的条件要求较高，以我国现有的制度基础，初期的可控性不容乐观。而“单边交易”模式这种市场组织者代售电商向发电商招标采购的方式，与现行调度体制较易衔接，市场范围、竞争强度均具有可控性。如再考虑到可再生能源发电政策尚未调整、电力的政府间合同及所谓的国家指令性计划未相应取消、配售侧改革（电网组织结构、用户电价交叉补贴）无法配套等如此多的限制条件，近期选择“单边交易”模式较为稳妥。上世纪90年代末，澳大利亚专家帮浙江设计的“全电量竞争、部分电量按市场价结算”单边现货市场模式，非常适用于当下的国情，“进可攻，退可守”，应该作为过渡阶段的主流模式之一。

（三）区域电力市场建设走“由点及面”的渐进之路我国幅员广阔且各地区网架结构、电源结构及负荷结构各异，加之无跨省政权支撑，多数地区先建省级市场可能是较为现实的选择。但也不应排斥构建跨省区域市场的努力。对于省级市场和区域市场的关系，应破除“非此即彼”思维模式。从国际经验看，被广为效仿的北欧电力市场，就不是北欧诸国同时行动的结果，而是先从挪威、瑞典开始，逐个国家扩展开来的。因此，我国的区域电力市场建设，也应走“由点及面”的渐进式发展之路。如在南方电网区域内，区域市场可先从广东做起，再逐步将广西、贵州、云南纳入，再后也可考虑接纳湖南和江西。在华北电网区域内，区域市场可先从京津唐电网覆盖区做起。其他如华中、西北区域，初期也可先建省级市场和基于省级市场的区域联合市场，待条件成熟后，再将省内交易统一到区域的交易平台。

电力市场运行机制范文篇3

【关键词】抽水蓄能电站；电价形成机制；核电；风电

一、研究背景

目前，我国抽水蓄能电站的电价机制还不够完善，新建设抽水蓄电站的电价按“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（发改价格【2014】1763号）”执行。

2015年中共中央、国务院颁发了9号文《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》：

（1）分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。

（2）引导市场主体开展多方直接交易。

（3）鼓励建立长期稳定的交易机制。构建体现市场主体意愿、长期稳定的双边市场模式，任何部门和单位不得干预市场主体的合法交易行为。

（4）建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制。

随着可再生能源和核电站的发展、燃煤机组调峰能力的提高，抽水蓄能电站的作用从提供保证电网安全稳定运行的辅助服务转变为：在提供辅助服务为用户服务的同时，向可再生能源发电企业和核电发电企业提供服务，用以提高这些发电企业的经济效益。发改价格【2014】1763号只是考虑了抽水蓄能电站向电网提供保证电网安全稳定运行的辅助服务的价格形成机制，没有考虑向可再生能源发电企业和核电发电企业提供的服务的价格形成机制，也没有充分反映中发【2015】9号文的要求。因此，需要根据抽水蓄能电站在电网中的作用，进一步研究抽水蓄能电站电价的形成机制。

二、抽水蓄能电站的作用分析

抽水蓄能电站在电力系统中的作用主要体现在以下几个方面：

1.保证电网的安全经济运行，提高用户的用电质量

2.配合核电站的运行

核电是一种安全、清洁、经济、可靠的能源，从满足电力需求、调整能源结构、优化能源布局、保护生态环境等方面来看，大力发展核电已经成为我国解决能源问题的一项重要措施。核电具有建设成本高、运行成本低、发电出力变化困难的特点，且核电的运行特点与用户用电特点匹配性较差，一般需要建设抽水蓄能电站与之配合。

3.配合风电站的运行

随着中国风电装机容量的快速增加和风电场规模的不断扩大，风电对电网安全运行的影响日益显现。风电与常规电源不同，风电出力的波动性和随机性给电网调度运行带来新的问题。因此，风电的装机规模扩大后，就会出现以下两种情况：第一种，为了保证电网的安全运行，需要风电弃风调峰；第二种，为了减少风电弃风建设抽水蓄能电站。

三、抽水蓄能电站的电价形成机制

1.电力市场完全建立之前抽水蓄能电站的电价形成机制

（1）为保证电网的安全经济运行、提高用户用电质量而建设的抽水蓄能电站电价形成机制

为满足电网的安全经济运行建设的抽水蓄能电站的受益者是电力系统的所有用电用户，抽水蓄能电站的投资费用和运行费用应由所有的用电用户承担。该类抽水蓄能电站的上网电价按“发改价格【2014】1763号”执行；电网企业据此向抽水蓄能电站支付费用，同时转向用户收取该费用和其他辅助服务费用。

（2）配合核电运行建设的抽水蓄能电站电价形成机制

①电价形成机制。配合核电站运行而建设的抽水蓄能电站受益者是核电站，其电价形成机制如下：

为满足电网的调峰要求，核电站需要向抽水蓄能电站购买调峰容量。抽水蓄能电站执行两部制电价，容量电价（或固定租赁费）和电量电价。容量电价由核电站向抽水蓄能电站支付，抽水蓄能电站的发电电量按核电站的上网电价或发电高峰电价卖给电网或用户，抽水蓄能电站的抽水电量全部由核电站提供。

抽水蓄能电站的购电价=[（抽水蓄能电站的上网电价-抽水蓄能电站的变动成本）×（1-厂用电率）×转换效率-输配电价]×（1-输电线损率）。

②算例。若核电站的装机容量为4*1250MW，根据电网的要求，电站一般要有50%的调峰能力，则核电站需要向抽水蓄能电站购买1250MW的调峰容量。核电站的标杆电价为每千瓦0.43元。

某抽水蓄能电装机容量1800MW，单机容量300MW，日发电5h，年发电量30.11亿kWh。第一台机组发电60个月、总工期80个月。工程总投资705597万元，单位千瓦静态投资3920元/kW，分年度投资右上表。

抽水蓄能电站的厂用电率2%、电能转换效率75%、高压输电损耗取值2%；固定运行成本包括工资费用、材料费、修理费和其他费用，取值120元/年・千瓦；抽水蓄能电站的变动成本主要包括抽水电费、水费、库区移民扶持基金和库区维护费，水费、库区移民扶持基金和库区维护费按每千瓦时供电量0.005元考虑。

由于抽水蓄能电站在电网低谷时段抽水，不会增加电网的投资。因此，此输配电价应只包括少量的运行成本，按每千瓦时输电量0.01元考虑。

当资本金内部收益率按8%考虑时，抽水蓄能电站的容量电价为每年每千瓦647元。

其从核电站的购电价=[（0.43-0.005）×（1-2%）×0.75-0.01]×（1-2%）=0.2963元。

抽水蓄能电站建设1800MW的规模，可以卖给核电站1250MW，其他容量可以用于配合风电运行。核电站购买抽水蓄能1250MW容量后，每年支付8.09亿元的费用。核电站购买抽水蓄能电站的容量后，按额定容量运行。核电站按额定容量运行和调峰运行相比，将获得如下效益：

①增加售电收入：购电量×购电价=20.91/（1-2%）/（1-2%）×0.2963=6.45亿元

②燃料费损耗及乏燃料处理费减少：0.9656亿元/年

③减少设备维修费：2.795亿元/年

④因增加发电天数而增加发电收入：9.75*0.43=4.19亿元。

如果核电站按额定容量运行比按调峰运行增加的收入大于支付给抽水蓄能电站的容量费用，则核电购买抽水蓄电站发电容量。否则，不购买。抽水蓄能电站如果从核电站得到的容量电费收入能够回收投资和运行成本，则将其发电容量卖给核电站，容量电价按“发改价格【2014】1763号”执行，也可以由抽水蓄能电站和核电站协商确定。抽水蓄能电站的上网电价既可以按国家核定的核电上网电价或发电高峰电价执行，也可以由抽水蓄能电站、核电站与用户协商确定。抽水蓄能电站从核电站的购电价由双方根据抽水蓄能电站的上网电价协商确定。

（3）配合风电运行建设的抽水蓄能电站电价形成机制

①电价形成机制。配合风电运行而建设的抽水蓄能电站的目的是减少风电的弃风电量，受益者是风电企业。该类别抽水蓄能电站的电价形成机制如下：

抽水蓄能电站上网电价为标杆燃煤机电价（含脱硫、脱销及除尘）或高峰发电电价。抽水蓄能电站可用于配合风电运行的装机容量所需要的抽水电量全部来源于风电发电量。购电价计算方法：

购电价=[（抽水蓄能电站的上网电价-抽水蓄能电站回收投资费用和固定运行费价格-抽水蓄能电站的变动成本）×（1-厂用电率）×转换效率-输配电价]×（1-输电线损率）。

②算例。辽宁电网的燃煤机组的标杆电价为每千瓦时0.3863元。抽水蓄能电站的数据同左表。抽水蓄能电站的容量电价折算成电量电价为0.3916元/千瓦时。

抽水蓄能电站从风电场的购电价=[（0.3863-0.3916-0.005）×（1-2%）×0.75-0.01]×（1-2%）=-0.01722元。

如果抽水蓄能电站的实际抽水电价不高于按上式计算的抽水电价，则投资者将建设抽水蓄能电站消纳风电电量。如果实际购电电价加上风电标杆电价再减去标杆燃煤机电价大于零，则风电场愿意把弃风电量卖给抽水蓄能电站。

辽宁电网的风电属于Ⅳ类资源区，标杆上网电价为每千瓦0.61元，与燃煤机组的标杆电价的差价为0.2237。如果风电弃风1千瓦时的收入为0，以每千瓦时-0.02元的价格把电卖给抽水蓄能电站，将得到0.2037元的收入。

对于国家来说，由于抽水蓄能发电30.11亿kWh，将减少燃煤机组发电量30.11×（1-抽水蓄能电站的厂用电率）/（1-燃煤机制的厂用电率）=30.11×（1-2%）/（1-6%）=31.39亿kWh。

在计算抽水蓄能电站的购电量时，应注意：抽水蓄能的库容有限，并不是所有的弃风电量都可以被抽水蓄能电站通过抽水储存起来。

抽水蓄能电站的上网电价既可以按国家核定的燃煤机组的标杆电价或发电高峰电价执行，也可以由抽水蓄能电站与用户协商确定。抽水蓄能电站从风电企业的购电价由双方根据抽水蓄能电站的上网电价协商确定。

2.电力市场完全建立后抽水蓄能电站电价形成机制

电力市场完全建立后，电网从辅助服务市场上购买各种辅助服务。抽水蓄能电站、其他发电企业和用户都可以在辅助服务市场上出售各种辅助服务。在能量市场上，抽水蓄能电站在电网低谷时段买入低价电，在高峰时段售出高价电获得收益。在电网低谷时段，发电企业为了减少停机费用或弃风电量，通常电价非常低；而在高峰时段发电，电价比较高。抽水蓄能电站参与辅助服务市场竞争，还是参与能量市场竞争完全由抽水蓄能电站决定。投资者是否建设抽水蓄能电站也完全由投资者根据市场行情决定。

四、结论

1.电力市场完全建立之前，应根据抽水蓄能电站的作用制定不同的回收机机制。（1）为保证电网的安全经济运行而建设的抽水蓄能电站的上网电价按“发改价格【2014】1763号”执行，电网支付给抽水蓄能电站的费用由电网内的所有用户承担。（2）配合核电和风电运行而建设的抽水蓄能电站的电价形成机制是抽水蓄能电站、核电站、风电场和用户，根据国家有关电价政策协商确定。

2.电力市场建立后，所有的抽水蓄能电站既能提供满足电网的安全经济运行的辅助服务，获得收益，也能够在电网低谷时段买入低价电、在高峰时段售出高价电获得收益。抽水蓄能提供的辅助服务产生的费用，由电力系统的所有用电用户支付。

参考文献：