基于抽水蓄能多重价值的储能市场盈利模式分析

张柏林 崔 剑 吴国栋，2

(1.国网甘肃省电力公司，甘肃 兰州 735000；2.兰州理工大学，甘肃 兰州 735000)

在2030年碳达峰、2060年碳中和目标要求下，中央已经明确未来要建立以新能源为主体的新型电力系统，确立了未来风电、光伏的长期发展道路。预计“十四五”期间，风电、光伏年均新增装机将超过一亿千瓦。新能源装机的快速增长，进一步加剧了其波动性、间歇性对电力系统带来的诸多挑战，储能技术可以在提高可再生能源消纳比例、保障电力系统安全稳定方面发挥重要作用，是支撑我国大规模发展新能源、保障能源安全的关键技术[1]。截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW，占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%，比2019年同期增加6.2个百分点。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为31.79GW，同比增长4.9%；电化学储能的累计装机规模位列第二，为3269.2MW，同比增长91.2%。

目前，新能源发展势头迅猛，将在几年内实现容量翻倍，但抽水蓄能7～10年的建设周期过长，电化学储能成本过高，导致储能的建设跟不上新能源的建设。当新能源占比高到一定程度，而储能跟不上后，电网的调峰缺口会急剧增加，随着新能源出力的波动，电网供电能力不足和消纳能力不足的问题将会同时凸显。因此以新能源为主的电力系统建设必然要有规模化的储能建设匹配。

目前，限制储能发展的最大问题不是对储能的需求，而是储能的盈利问题[2]。以抽水蓄能为例，单纯靠赚取充放电价差无法实现抽水蓄能的成本回收[3]。只有解决了储能的盈利问题，使目前在运的抽水蓄能有成熟的成本回收及盈利模式，才能引导中长期规划的抽水蓄能加快建设，也才能引导电化学储能等新型储能实现规模化发展，进而实现降低成本，促进抽水蓄能、电化学储能、其他新型储能的规模化发展和协同运行，提升在电网安全稳定发展的前提下新能源占比的上限，实现以新能源为主体的新型电力系统的构建。

1 抽水蓄能的价值和目前的电价模式

1.1 抽水蓄能在新型电力系统的价值

在以新能源为主的新型电力系统构建中，包括抽水蓄能电站在内的储能将发挥必不可少的作用。抽水蓄能利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库,在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的水电站。在电网中承担调峰、填谷、紧急事故备用任务，兼有调频、调相和黑启动任务。抽水蓄能电站是电力系统中最可靠、最经济、寿命周期长、容量大、技术最成熟的储能装置，是新能源发展的重要组成部分。通过配套建设抽水蓄能电站，可有效减少新能源并网运行对电网的冲击，提高新能源和电网运行的协调性以及电网运行的安全稳定性。但是抽水蓄能建设周期较长，对短期内新能源的大规模并网，需要电化学储能等新型储能装置作为补充。但目前抽水蓄能的电价模式不利于其成本的有效回收，电化学储能的盈利模式还尚未成熟。

1.2 抽水蓄能目前的电价模式

欧美国家已建立起较为成熟的电力市场，其抽水蓄能电价机制的发展实践具有重要借鉴意义。英国抽蓄电站收入由固定收入与变动收入组成。固定收入以年度合约形式固化按年度支付，体现了提供快速响应、调频调相、黑启动、备用等辅助服务的补偿[4]；体现了参与削峰填谷保障基荷机组平稳运行，降低全社会成本的价值[5]。变动收入由抽水蓄能电站预留辅助服务及调峰填谷外的剩余容量参与电力电量平衡市场交易获得[6]。美国加州和欧盟抽蓄电站具备了独立参与市场竞争实现生存的基础条件，其收入的主要来源包括参与辅助服务市场和现货市场峰谷电价套利[7]。

从国外经验看，成熟市场化抽水蓄能电价机制的形成取决于两大关键因素：一是运行良好的现货市场，能够提供真实反映电力系统运行成本的峰谷电价套利空间；二是完善的辅助服务市场，使得抽蓄电站提供调峰、调频、调相、旋转备用、事故备用、黑启动等辅助服务的价值得到合理的体现。

目前，我国抽水蓄能价格机制主要包括三种模式，即单一电量电价、单一容量电价、两部制电价。单一电量电价多用于2004年以前投产的抽蓄电站，国家发展改革委核定抽蓄电站的上网电价和抽水电价。如十三陵抽蓄电站，上网电价0.8元/(kW·h)。单一容量电价是应用最普遍的机制，由国家价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则，核定抽蓄电站的年租赁费，不再核定电价。租赁费一般由电网企业承担50%，发电企业和用户各承担25%。两部制电价在2014年被提出，把电价分为容量电价和电量电价两部分。容量电价主要体现抽蓄电站提供调峰、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，电量电价反映的是企业的变动成本。如天荒坪抽蓄电站，容量电价550元/(kW·年)，电量电价0.575元/(kW·h)，抽水电价0.404元/(kW·h)。

通过对国内外不同抽水蓄能电价机制进行对比分析，与国外典型电价机制相比，我国单一电量、单一容量电价机制计算方法简单明确，但无法激发抽蓄电站准确执行电网调度调用的积极性；两部制电价能够体现抽蓄电站的容量效益和电量效益，但并未充分体现调峰、调频、调相、紧急事故备用等辅助服务的动态效益。因此，为适应电力市场化改革新形势，亟须完善抽水蓄能价格机制。

2 抽水蓄能的多种市场盈利模式

电力市场中，包含抽水蓄能在内的储能具有容量价值、能量价值和辅助服务价值等多重价值[8]。其功能的多样性决定了新型储能应基于应用价值定价而不应该是基于成本定价。

2.1 调峰价值

储能具有“削峰填谷”的能力。消纳空间不足时通过充电消纳新能源；晚高峰发电能力不足时，通过放电顶峰，帮助解决电力电量平衡；在成熟的辅助服务市场中，可通过系统边际电价的方式实现价格的出清[8](见图2)。

图1 调峰系统边际价格形成机理

由于电力需求的弹性极低，将负荷预测值作为负荷需求，固定时刻是以预测值作为横坐标的一条直线；依据报价将抽水蓄能和火电按照报价从小到大排序，形成报价曲线。一个设计合理经过成熟运行的市场，按照激励相容的原理，报价能够反映真实成本，故按报价结算的补偿费用可近似为发电成本[8]。以T为投标时段的市场出清的目标函数以成本最小化为目标，可表示为

式中：机组i在t时刻的报价为中标容量为抽水蓄能j在t时刻的报价为中标容量为假设系统中有M个电化学能、N个机组参与报价，上述目标函数同时需要满足一下约束条件，即抽水蓄能的中标容量小于其在时刻t的可充电功率。

式中：Qt为全部抽水蓄能在时刻t的可充电功率；Sessj为抽水蓄能j的额定容量；Ωtj表示t时刻抽水蓄能j的SOC状态。

2.2 调频价值

在调频时，发电机组输出功率调整范围大但响应速度慢，而电化学纯能调整范围小但响应速度快[11]。大规模电化学储能系统可以按毫秒级充放电，相比常规调频手段优势显著[11]。但其有限的能量也是电化学储能不容忽视的缺点。因此，由储能承担短程、快速的频繁调节，由常规机组和抽水蓄能承担单向大容量频次较低的调节是调频的最佳组合[12]，可以使储能和抽水蓄能发挥各自的优势并规避各自的缺点。

调频辅助服务的效果一般是通过调频里程和调频综合性能衡量的[13]。我们可以将调频里程和调频综合性能体现在收益里面，具体计算公式为

ITP=ETP/ESUM

(3)

K=0.25(2K1+K2+K3)

(5)

K1=ΔPr/ΔPs

(6)

K2=1-Tdelay/5

(7)

K3=1-Eadj/Eadj_per

(8)

式中：ETP表示调频收益;Di表示第i次调频里程;n表示调频次数;ρi为第i次的出清价格，目前已将储能纳入调频市场的省份多将储能调频补偿为12元/MW；Ki为第i次的综合性能指标均值；K1为调节速率；K2为响应时间；K3为调节精度；ΔPr为发电单元的实际速率；ΔPs为标准调节速率；Tdelay为发电单元响应延迟时间；Eadj为发电单元调节误差；Eadj_per发电单元允许调节误差，一般为额定出力的1.5%。

以甘肃辅助服务市场为例，由于储能的K值很高，调频的度电收益调频收益ITP在0.7～1.1元/(kW·h)之间波动。

2.3 在电能量市场中获取价差

常规调度模式下抽水蓄能可利用固定的峰谷价差获利。2020年，江苏、浙江、山东、甘肃等地区通过降低谷期电价进一步拉大了峰谷电价[14]。湖北等地在拉大峰谷差的同时还增设了尖峰电价。峰谷价差的拉大可进一步促进储能技术应用。在电力现货市场条件下，现货市场能更精准地反映电力市场中的短期供需关系和时空价值，有了现货价格后，储能充放电的价格依据更加科学合理，抽水蓄能可充分利用现货价格进行充电获利[15]，收益IDC按下式计算：

(9)

式中：ηD表示充放电效率;PD.t表示放电电电量;ηc表示充充电效率;Pc.t表示充电电量，pprice.t表示t时刻的实时电价。

2.4 平抑新能源自身波动，减小考核

在新能源电厂内部的储能设施，可以与新能源电厂视为一个整体，通过储能的充放电来提高新能源预测的准确性，从而减小两个细则中预测准确率考核，也可在现货市场中减小偏差考核[16]。本部分内容非本文重点，故不作详细分析。

3 算 例

甘肃电网省内已建成中长期交易、电力辅助服务、电力现货市场交易等多种市场，实现了现货市场与中长期市场、辅助服务市场的有序衔接，形成了相对成熟的电力市场体系，为解决储能发展中存在的价格、市场主体身份及商业收益模式等问题，提供了良好的解决思路和实施途径。2020年甘肃电网进行了长达5个月的电力现货市场长周期运行。下文以甘肃电网为背景，结合上述研究，分析本文提出的按多重使用价值计算盈利的调度交易模式。抽水蓄能的成本与建设位置密切相关，但现阶段抽水蓄能的度电成本普遍比电化学储能高，因此下文对市场收益按照抽水蓄能和电化学储能均适用的原则进行分析，但对于成本按照电化学储能分析，如果电化学储能可以收回成本，则抽水蓄能更可以收回成本实现盈利。

3.1 新能源弃电特性分析

以甘肃省2020年实际弃电数据为样本进行分析，甘肃电网总装机5711万kW，新能源装机占比43%(位居全国第四)，新能源发电占比23%(位居全国第二)，2020年甘肃市场化交易电量215亿kW·h，占比66%。全年新能源利用率95.28%，限电天数215天，按持续受限小时数分析，受限在4h及以下278次，累计559h，占比25%。出现频率最高的为受限4h(共40次，累计160h，占比7.03%)，其次为受限3h(共50次，累计150h，占比6.59%)，受限5h(共24次，累计120h，占比5.27%)。

按受限电力分析，小时受限电力最大为545万kW·h，75.07%集中在100万kW·h以下(见表1)。

表1 受限电力分析

根据以上分析，大部分限电时段持续超过4h(占比75%)，大部分限电电力集中在100万kW·h以下(占比71%)，故在典型场景分析中，充放电次时按1天1次、每次满充满放考虑，且按限电天数取F值为200。

3.2 储能应用典型场景分析

以装机200MW新能源场站为例，按20%、2h的标准配置储能，储能的功率P=40MW，为简化计算，取充电时长T=2h，调峰收益ITF=0.3元/(kW·h)，调频收益ITP=0.7元/(kW·h)，现货市场电能量差价IDC=0.51元/(kW·h)，度电收益I=ITF+ITP+IDC=1.51元，大于度电成本CLOOE(0.58～0.69元)，存在盈利空间。我们对成本回收周期继续分析。取利用率95%对应的全年充放次数K=200次，在不考虑损耗情况下测算储能年收益。

调峰收益ETF=PTFITF=8×200×0.3=480万元

调频收益ETP=PTFITP=8×200×0.7=1120万元

首先，麻醉科要够强，能够承接日间手术这样效率、数量、强度和风险集于一身的医疗方式。“一旦麻醉技术不过关，该复苏的没清醒，后续出院时间必然会延长。”

能量差价收益EDC=PTFIDC=8×200×0.51=816万元

储能年累计收益为ESUM=ETF+ETP+EDC=2416万元。

本配置对应储能投资为1.04亿元，按储能全年收益2000万元计算，需要5年即可收回投资成本。

3.3 新能源消纳敏感性分析

保持储能配置不变，按目前国内市场建设现状，调峰收益取0.2～0.8元/(kW·h)，调频收益取0.3～1.0元/(kW·h)，现货市场电能量差价取0.2～1.0元/(kW·h)，按各类收益均取最高、最低两种极端情况，对全年充放电次F值变从30～300变动进行分析(储能成本回收年限敏感性分析见图2)。图中横轴为不同利用率情况下的不同限电天数，纵轴为回收年限，两条曲线分别为收益最高、最低两种极端情况下曲线(实际情况下各省对不同类型的收益不同，应介于两条曲线之间)。

图2 储能成本回收年限敏感性分析

由图2可知，在收益均取最低的情况下，限电天数为200天时，则8年可以收回成本；限电天数为150天时，则10年可以收回成本；限电天数为80天时，20年才能收回成本。考虑到新能源装机大规模增加，利用率呈下滑趋势(见图3)，全国平均利用率将低于95%，限电天数应该在200天左右，故大部分省份配置的储能应该在8年可以收回成本。

图3 “十四五”期间新能源利用率变化趋势

4 储能市场化发展的路径建议

通过参与调峰、调频市场及利用能量市场中的多重价值盈利机制，可以实现储能的快速成本回收及盈利，有利于引导储能的进一步规模化和降低成本。在构建以新能源为主体的新型电力系统的情况下，由于新能源装机的快速增长，如果采用体现储能多重价值的市场机制，大部分省份的电化学储能在8年内可收回成本。为进一步加快储能发展的规模化效应，促进新型电力系统的建设，建议完善电力辅助服务市场运营规则、现货市场运行规则，充分发挥各类储能的市场价值。

4.1 提前规划以抽水蓄能建设为主中长期大容量储能计划

中长期大容量储能建设以抽水蓄能建设为主，一定要提前规划建设。短期储能以电化学储能为主，需降低储能市场准入门槛，扩大储能配置容量。鼓励已投产新能源电厂配置储能设施，以新能源+储能模式参与各类市场交易。降低储能市场准入条件，将有利于储能全面配置，提高电网储能容量，扩大储能参与调峰、调频市场份额，提升电网快速调节能力，增加其收入来源，为新能源投资储能奠定商业基础。飞轮、压缩空气、氢储能等新型储能技术短期内均存在着一些难以克服的缺陷，但随着技术不断进步，未来其技术经济水平都将得到进一步改善，结合特定场景需求，凭借其功率或能量成本的比较性优势将得到一定的商业化应用，成为储能体系中的重要补充要素。

4.2 提升区域电网源网荷储互动响应水平

4.3 彻底解决现有储能充、放电价盲区问题

电网侧储能具有规模大、易于控制的优势，受储能充放电价政策限制，目前仅以虚拟电厂模式参与电网调频调峰。随着电力现货市场的推进，储能电价将进一步明确，抽水蓄能在电网备用、黑启动以及无功电压调节等市场完善，储能在全网电力平衡紧张，电网事故情况下，也可发挥重要调节支撑作用，获取更多的市场发展机遇。

4.4 引导用户侧通过增配储能降低用能成本

用户侧储能通过削峰填谷获取套利，目前正常的峰谷平价差不足以吸引用户投资，通过双边现货市场实时价格[最低下限0.04元/(kW·h)，最高上限0.6元/(kW·h)]可拉大充、放电价差，进而提高投资收益，降低用户用能成本。如果双边市场开展及需求侧响应规模的扩大降低了峰谷价差，则会拉长储能成本的回收周期，此时应该探索将储能纳入容量市场的机制。

4.5 优先调用储能设施

在实际调度运行过程中，通过储能设施优先调用，最大化地发挥储能价值。储能作为新型技术，现阶段研发和生产成本相对较高，为鼓励引导企业积极投资新型储能，应给予储能设施参与市场的优先权利，以发挥储能在电网中的最大价值及先行先试的引导作用。