目前，西北棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象嚴(yán)重，由于用電負(fù)荷特性與風(fēng)力發(fā)電負(fù)荷特性不一致，低谷時(shí)段棄風(fēng)現(xiàn)象尤為嚴(yán)重，甚至影響電網(wǎng)運(yùn)行。華中四省每省均有一個(gè)120萬千瓦容量的抽水蓄能電站（簡稱抽蓄電站），在滿足本網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)需要的情況下，還有一定的富余能力可用于消納西北低谷富余新能源。利用華中抽蓄電站富余能力消納西北新能源，作為一種交易創(chuàng)新模式，將西北棄風(fēng)電量轉(zhuǎn)換為華中電網(wǎng)高峰電能，實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排，得到各方的認(rèn)可和支持，并成功應(yīng)用于交易實(shí)踐，取得了很好的效果，但同時(shí)還有一些問題需要進(jìn)一步探討和完善。
華中電網(wǎng)利用抽蓄電站消納西北新能源交易情況
2017年5月，在各方的共同努力下，利用靈寶直流低谷時(shí)段剩余輸電空間，通過北京交易平臺(tái)開展了利用華中抽蓄電站跨區(qū)消納西北低谷新能源的首次交易。截至到8月底，共組織了3次此類交易，抽蓄交易電量總共成交2.1億千瓦時(shí)，其中甘肅送出1.16億千瓦時(shí)、新疆送出0.94億千瓦時(shí)，湖北消納1.36億千瓦時(shí)、江西消納0.74億千瓦時(shí)。
華中抽蓄電站消納西北新能源交易電量全部為低谷新能源電量，交易時(shí)段為22時(shí)至次日8時(shí)，由國網(wǎng)湖北、江西電力分別代理，作為湖北白蓮河、江西洪屏抽蓄電站抽水電量。
抽蓄電站消納西北新能源交易國網(wǎng)湖北、江西電力的購電價(jià)格為253元/兆瓦時(shí)（落地價(jià)），西北新能源電廠上網(wǎng)價(jià)格150元/兆瓦時(shí)。根據(jù)政府價(jià)格主管部門核定的跨區(qū)跨省輸電交易價(jià)格為123 元/兆瓦時(shí)。為促進(jìn)西北電力外送，交易輸電價(jià)格下浮18%，輸電價(jià)格為101.06 元/兆瓦時(shí)。
抽蓄電站消納西北新能源交易效益分析
華中電網(wǎng)利用抽蓄電站消納西北新能源交易電量2.1億千瓦時(shí)，按照抽蓄電站“抽四發(fā)三”的效率計(jì)算，西北低谷新能源電能替代華中高峰火電1.575億千瓦時(shí)，按發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗320克/千瓦時(shí)計(jì)算，相當(dāng)于節(jié)約標(biāo)煤5.04萬噸，減少二氧化碳排放12.3萬噸，社會(huì)效益明顯。
從企業(yè)效益來看，西北新能源發(fā)電企業(yè)參與本次交易減少棄風(fēng)，增加兩部分收入：交易收入21000×0.15=3150萬元，可再生能源補(bǔ)貼收入11600×（0.45-0.2978）+9400×（0.4-0.25）=3173萬元，合計(jì)增加收入6323萬元。
湖北省電力公司彌補(bǔ)抽發(fā)損失：13600×0.75×0.3981-13600×0.253=619.82萬元
江西省電力公司彌補(bǔ)抽發(fā)損失：7400×0.75×0.3993-7400×0.253=343.92萬元
因此，開展利用抽蓄電站消納西北新能源交易，實(shí)現(xiàn)了社會(huì)效益和企業(yè)效益雙贏。
華中抽蓄電站消納西北新能源交易中存在的問題
雖然利用抽蓄電站消納西北新能源交易取得了一定成效，但還處于探索階段，存在以下問題：
抽蓄電站運(yùn)營成本巨大，主要由所在地承擔(dān)
抽蓄電站運(yùn)營成本巨大，華中區(qū)內(nèi)現(xiàn)有4座裝機(jī)均為120萬千瓦的抽蓄電站，分別為湖北白蓮河、河南寶泉、湖南黑糜峰、江西洪屏抽蓄電站，每年固定的容量費(fèi)用都在5億元左右（洪屏為2016年新投電站測(cè)算年容量費(fèi)用為7億元，見下表）。
根據(jù)國家有關(guān)文件規(guī)定，執(zhí)行容量電費(fèi)政策的抽蓄電站，政府主管部門按照補(bǔ)償固定成本和合理收益的原則，核定抽水蓄能電站的年容量費(fèi)，不另行核定電價(jià)。采用容量電費(fèi)模式的抽蓄電站，電網(wǎng)公司對(duì)其一般采用租賃方式，按核定容量電費(fèi)支付費(fèi)用并承擔(dān)相應(yīng)的抽發(fā)損耗。華中電網(wǎng)內(nèi)寶泉、白蓮河、黑麋峰抽蓄電站都采用容量電費(fèi)方式，此外，我國大多數(shù)抽蓄電站均采用該模式，這實(shí)際上是一種單一制容量電價(jià)機(jī)制。
對(duì)于容量費(fèi)用的消化與承擔(dān)比例，政策規(guī)定，容量費(fèi)用原則上由電網(wǎng)企業(yè)消化50%，發(fā)電企業(yè)和用戶各承擔(dān)25%。其中，發(fā)電企業(yè)承擔(dān)的部分通過電網(wǎng)企業(yè)在用電低谷招標(biāo)采購抽水電量解決；用戶承擔(dān)的部分納入銷售電價(jià)調(diào)整方案統(tǒng)籌解決。
2014年7月，國家發(fā)改委出臺(tái)了《關(guān)于完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制的通知》（發(fā)改價(jià)格[2014]1763號(hào)），提出在電力市場(chǎng)形成前，抽蓄電站實(shí)行兩部制電價(jià)，電網(wǎng)企業(yè)向抽蓄電站提供的抽水電量，電價(jià)按當(dāng)?shù)厝济簷C(jī)組標(biāo)桿的75%執(zhí)行；鼓勵(lì)通過市場(chǎng)方式確定電價(jià)，在具備條件的地區(qū)，鼓勵(lì)采用招標(biāo)、市場(chǎng)競(jìng)價(jià)等方式確定抽蓄電站項(xiàng)目業(yè)主、電量、容量電價(jià)、抽水電價(jià)和上網(wǎng)電價(jià)；電力市場(chǎng)化前，抽蓄電站容量電費(fèi)和抽發(fā)損耗納入當(dāng)?shù)厥〖?jí)電網(wǎng)（或區(qū)域電網(wǎng)）運(yùn)行費(fèi)用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價(jià)調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。
河南寶泉抽蓄電站年容量電費(fèi)已落實(shí)，其中電網(wǎng)50%、用戶25%通過銷價(jià)疏導(dǎo)落實(shí)，發(fā)電企業(yè)25%通過招標(biāo)解決。
湖北白蓮河、湖南黑糜峰抽蓄電站年容量電費(fèi)中發(fā)電企業(yè)承擔(dān)的25%部分一直沒有得到落實(shí)。但湖北省電力公司全額支付了白蓮河抽蓄電站容量費(fèi)用。湖南省電力公司因這部分費(fèi)用沒有從發(fā)電企業(yè)中收取到，一直沒有支付黑糜峰抽蓄電站年容量電費(fèi)中發(fā)電企業(yè)承擔(dān)的25%部分。
江西洪屏抽蓄電站4臺(tái)機(jī)組于2016年3月陸續(xù)投產(chǎn)，其電價(jià)模式及具體收取方式還沒有得到政府的正式批復(fù)，測(cè)算上報(bào)年容量電費(fèi)7億元左右，抽水電量價(jià)格按江西火電標(biāo)桿電價(jià)的75%執(zhí)行，發(fā)電上網(wǎng)價(jià)格按江西火電標(biāo)桿電價(jià)結(jié)算。江西省電力公司已提出通過市場(chǎng)化方式從省內(nèi)或省外采購抽水電量的建議，但沒有得到江西省能源局的批準(zhǔn)，江西省能源局目前的答復(fù)將會(huì)在江西電網(wǎng)輸配電價(jià)改革方案中一并考慮。
根據(jù)抽蓄電站電價(jià)政策及輸配電價(jià)改革方案，電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)50%、用戶承擔(dān)25%，即75%的容量費(fèi)用都通過輸配電價(jià)的形式，由所在省用戶承擔(dān)。
華中抽蓄電站采用租賃經(jīng)營模式，抽發(fā)損耗由省電力公司承擔(dān)
華中抽蓄電站都由省電力公司租賃經(jīng)營，抽發(fā)損耗由省電力公司承擔(dān)，這意味著抽蓄電站用得越多，抽發(fā)損耗越大，省電力公司成本支出越多。
近年來，國家能源局組織各地電網(wǎng)企業(yè)研究在各個(gè)地區(qū)建立電力市場(chǎng)輔助服務(wù)考核和補(bǔ)償機(jī)制，華中地區(qū)的能源監(jiān)管機(jī)構(gòu)也分別根據(jù)電力系統(tǒng)運(yùn)行情況出臺(tái)實(shí)施了電力市場(chǎng)輔助服務(wù)機(jī)制的“兩個(gè)細(xì)則”，根據(jù)考核政策的規(guī)定，發(fā)電廠所有考核費(fèi)用全部用于補(bǔ)償提供輔助服務(wù)的電廠，以?。ㄊ校閱挝粚?shí)行收支平衡，輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用不足部分按各電廠實(shí)際上網(wǎng)電量比例分?jǐn)?，富余部分按考核電量等比例返還。實(shí)際上，有償輔助服務(wù)費(fèi)用是在電廠間相互支付，電網(wǎng)不承擔(dān)成本也不獲得盈利。
“兩個(gè)細(xì)則”特別規(guī)定“電網(wǎng)公司所屬電廠參與考核，不參與結(jié)算”，而華中電網(wǎng)區(qū)域抽蓄電站多為電網(wǎng)租賃運(yùn)營，因此，華中區(qū)域抽蓄電站無法從輔助服務(wù)中獲得任何經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償。
2015年以前，華中電網(wǎng)抽蓄電站都由所在地省電力公司負(fù)責(zé)調(diào)度，抽蓄電站是一種快捷有效的調(diào)峰調(diào)頻手段，但也是一種“奢侈”的工具，要用4千瓦時(shí)低谷電能換3千瓦時(shí)高峰電能。從減少公司成本的角度出發(fā)，省級(jí)調(diào)控中心一般都把開啟抽蓄電站作為最后調(diào)峰措施，能不用則盡量不用，因此，2015年及之前華中境內(nèi)抽蓄電站利用率與設(shè)計(jì)相比，相對(duì)較低。
根據(jù)國家電網(wǎng)公司要求，從2016年1月1日起，華中電網(wǎng)內(nèi)主要抽蓄機(jī)組納入華中分部統(tǒng)一調(diào)度，并要求按設(shè)計(jì)利用小時(shí)數(shù)運(yùn)行，導(dǎo)致抽蓄電站利用率大幅度提高，抽發(fā)損耗成本大幅度增加，給省電力公司造成較大經(jīng)營壓力。2016年，寶泉、白蓮河、黑麋峰、洪屏完成發(fā)電量分別為20.01、10.01、16.02、3.01億千瓦時(shí)，同比分別增加10.84、5.73、9.77、3.01億千瓦時(shí)。四個(gè)電廠合計(jì)完成發(fā)電量49億千瓦時(shí)，較上年同期增加29.4億千瓦時(shí)。按照抽蓄電站抽發(fā)損耗及當(dāng)?shù)鼗痣姌?biāo)桿電價(jià)計(jì)算，2016年，華中四家省電力公司比上年增加抽蓄電站抽發(fā)損耗成本合計(jì)4.63億元。
根據(jù)國家電網(wǎng)公司2017年抽蓄電站發(fā)電量年度計(jì)劃，華中分部統(tǒng)一調(diào)度的四個(gè)抽蓄電站年抽發(fā)損耗電量成本預(yù)計(jì)為5.44億元，比2016年增加0.81億元（江西洪屏的四臺(tái)機(jī)組全部投運(yùn)，2017年增加抽發(fā)損耗電量成本1.4億元）。
抽蓄電站實(shí)際運(yùn)用曲線與交易曲線存在不一致的問題
華中抽蓄電站消納西北新能源交易時(shí)段為22時(shí)至次日8時(shí)，共10小時(shí)，但抽蓄電站抽水時(shí)間不固定，根據(jù)電網(wǎng)運(yùn)行需要確定，一般低谷時(shí)段抽水時(shí)間只有2～3小時(shí)；前面所述3次交易送湖北、江西電力為10～20萬千瓦，而抽蓄電站單臺(tái)機(jī)組啟動(dòng)抽水功率為30萬千瓦，客觀上存在抽蓄電站實(shí)際運(yùn)用電力和時(shí)間與交易曲線不一致的問題。從西北新能源電廠實(shí)際發(fā)電情況來看，可能也存在與交易曲線不一致的問題。
相關(guān)建議
利用華中抽蓄電站消納西北新能源交易作為一種新型交易模式，還處于探索階段，需要進(jìn)一步明確規(guī)則，規(guī)范運(yùn)行。基于這種交易模式所取得的節(jié)能減排的社會(huì)效益及相關(guān)方共贏的效果，在規(guī)范此類交易時(shí)首先需要一種積極支持的基本態(tài)度，其次要鼓勵(lì)提升相關(guān)方的積極性，最后是實(shí)事求是地進(jìn)行規(guī)范。為此提出以下建議：
一是華中電網(wǎng)內(nèi)抽蓄電站首先用于本網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻及黑啟動(dòng)等輔助服務(wù)，保障電網(wǎng)安全，只有富余能力才能用于區(qū)外新能源消納。抽蓄電站的容量電費(fèi)占其運(yùn)營成本的大部分，主要由所在省承擔(dān)，根據(jù)權(quán)責(zé)一致的原則，抽蓄電站首先用于保障自身電網(wǎng)的運(yùn)行安全，只有抽蓄電站有富余能力的情況下，根據(jù)抽蓄電站所在省電力公司的意愿開展此類交易。
新能源消納的責(zé)任主體在新能源所在省，利用華中抽蓄電站消納西北新能源是一種市場(chǎng)行為，不能變?yōu)橐环N強(qiáng)制手段，否則就是本末倒置。
二是通過市場(chǎng)化方式組織跨區(qū)新能源交易。利用華中抽蓄電站消納西北新能源交易要按市場(chǎng)化方式組織，充分調(diào)動(dòng)各方的積極性，實(shí)現(xiàn)多贏。由于華中地區(qū)抽蓄電站采用租賃經(jīng)營，抽發(fā)損耗由省電力公司承擔(dān)，因此，此類交易購電方為抽蓄電站所在省電力公司，購銷價(jià)差收入用于補(bǔ)償抽發(fā)損耗。根據(jù)4千瓦時(shí)低谷電能換3千瓦時(shí)高峰電能抽發(fā)關(guān)系，此類交易落地價(jià)應(yīng)不高于抽蓄電站所在省火電標(biāo)桿電價(jià)或平均上網(wǎng)電價(jià)的3/4。
三是建立“電量庫”，簽訂開口協(xié)議。華中抽蓄電站實(shí)際運(yùn)用電力曲線與利用抽蓄電站消納西北新能源交易的電力曲線不一致，西北新能源電廠實(shí)際發(fā)電曲線也存在與交易曲線不一致的問題。如果拘泥于交易曲線與送受端電力曲線一致的話，交易將無法開展，必須分別在送受兩端電網(wǎng)建立交易“電量庫”，購、售、輸各方簽訂開口協(xié)議，約定交易電量和價(jià)格，按月進(jìn)行電量清算和結(jié)算。發(fā)電側(cè)、受電側(cè)分別由調(diào)度機(jī)構(gòu)進(jìn)行實(shí)時(shí)運(yùn)行開展新能源電廠發(fā)電計(jì)劃和抽蓄機(jī)組抽發(fā)計(jì)劃的執(zhí)行工作。
四是完善和規(guī)范交易方式。建議能源監(jiān)管機(jī)構(gòu)組織相關(guān)方制定抽蓄電站消納新能源交易規(guī)則，做到有章可循。同時(shí)明確各級(jí)行政部門在保障自身電網(wǎng)安全的情況下，不得阻礙新能源跨區(qū)跨省消納，促進(jìn)新能源更大范圍消納和實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排。
