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。
常规备用的市场提供者多且市场需求明确，各类主体提供的服务同质性较高，服务供应可以计量，应纳入辅助服务市场，适合以现货市场的形式组织。
紧急事故备用属于旋转备用的一种，发生紧急事故时维持发电与负荷的平衡，需要快速的相应速度，市场提供主体少，市场竞争不足，适宜采用中长期招投标形式或签订专门的双边合同。
黑启动潜在参与者较少，要求提供黑启动服务的机组具备快速响应的特点，仅抽蓄、单循环燃气机组、备用容量充裕的水电站满足条件。不适合参与短期现货市场竞争。
综上，考虑各类辅助服务在电网传输的便利性、辅助服务供应商的多寡、辅助服务可准确计量的程度，辅助服务真正被调用的概率等因素，一次调频、无功、黑启动、紧急事故备用等服务不适合参与现货市场竞争，一般通过长期的投标拍卖形式或专门的双边合同获取，AGC和常规备用适合参与现货市场竞争。
抽水蓄能参与电力市场收益测算
参照国外经验，在市场成熟期，抽水蓄能电站可参与电能量市场，通过“低买高卖”获得收益，可参与AGC、常规备用的市场竞争，提供响应服务，获得市场效益。另外，可将黑启动、紧急事故备用等服务卖给系统安全管理机构，通过基于成本的费率方式获得费用补偿。
我们以辽宁省的蒲石河抽水蓄能电站为例，测算抽蓄电站通过电能量市场及各类辅助服务市场所能获得的收益。
国内外电力市场运行经验表明市场峰谷现货电价比仅为1.5～2倍左右。以澳大利亚电力市场为例，其负荷高峰时刻平均电价仅为低谷时刻平均电价的2倍左右，高峰电价为41澳元/MWh，低谷电价为21澳元/MWh 。浙江省电力市场2001-2002年的运行数据显示，现货电价均值在0.3元/kWh左右，负荷高峰期电价在0.5元/kWh以内，低谷期电价在0.25元/kWh左右 。在发电电价为抽水电价1.5倍的假设下，蒲石河抽水蓄能电站通过电能量市场获得收益占容量费的比重在20%以内。
国内外电力辅助服务市场历史运行数据表明，整个辅助服务市场的规模有限，分摊到单位度电的辅助服务价格较低。
美国PJM市场2014年负荷承担的所有辅助服务费用约为2美元/兆瓦时，折合人民币0.0025元/千瓦时。澳大利亚2014年辅助服务总费用为1亿澳元，折合人民币0.003元/千瓦时。
从国内看，2017年二季度电力辅助服务补偿费用共28.19亿元，占上网电费总额的0.76%，若取上网电价均值为0.5元/千瓦时，则辅助服务折合0.0038元/千瓦时。
假设负荷承担的所有种类辅助服务费用为0.01元/kWh，2015年辽宁电量规模约2000亿kWh，则辅助服务总费用为20亿元，蒲石河120万容量占全省4300万总装机的比重为3%，由于抽蓄电站提供AGC、调峰、常规备用时并无优势，假设蒲石河所能分得的辅助服务补偿与其容量占比成正比，则仅能分得0.6亿元。考虑加上电能量市场的收益，两者的收益与所需容量电费的比重在22%～70%之间，与现行容量电费仍存在较大资金缺口。
基于以上研究，我们建议在电力市场建成以前仍然采用两部制电价，容量电费纳入区域电网输配电准许成本，向省级电网传导，随省级电网输配电价一并回收，同时处理好与核价周期衔接问题。同时也可考虑由新能源、核电等抽蓄的收益方适度承担部分费用，降低全部由输配电价疏导的压力。
鉴于抽水蓄能电站同时具备公用属性和专用属性，在电力市场成熟以后，采用“固定采购+市场竞价”的多渠道方式解决抽水蓄能电价疏导问题。约80%的费用通过与电力交易或调度机构签订长期固定合同得到保障，对提供紧急事故备用、黑启动、无功等不宜市场化的辅助服务补偿。这部分费用通过输配电价疏导。余下约20%的费用，通过参与电能量市场和辅助服务市场竞争获得收入。
电储能价格机制的探索
在电力系统电化学中储能主要应用于电源侧、电网侧和用户侧三大场景，其价格机制各异。
电源侧储能主要有两类。一类是为常规电源提供联合调频服务，储能通常建设在火电站内部，保障机组平稳运行，对于联合调频获取的AGC服务补偿，投资者和电厂分成。另一种是为新能源电站提供平滑出力、调频、减小弃风弃光服务。在风资源较好、限电现象严重地区试点风电+储能项目，通过安装储能可有效降低风电出力预测偏差，减少考核费用，同时提高风电利用率。
电网侧储能商业模式尚不成熟，仍处于探索阶段。一种是电网公司辅业单位投资建设，主业单位租赁运营。如江苏镇江储能电站项目，其中许继及山东电工投资建设部分由国网江苏公司租赁运营。另一种是电网公司辅业单位投资建设，通过合同能源管理或者“合同能源管理+购售电”模式运营。如江苏镇江储能项目中江苏综合能源公司所投资建设的部分，与国网江苏公司签订合同能源管理服务，主要应用于辅助电网调峰及应急备用等服务，按照合同约定条款获益。
用户侧储能主要包括微电网储能、工商业储能及家庭户用储能等，主要为用户或业主服务，可以达到节约电量电费和容量电费的目的，具有典型的市场行为特征。目前工商业用户侧储能在峰谷电价差大于0.7元/千瓦时的东中部地区发展潜力较大。大工业用户仅通过峰谷差套利模式难以盈利，若通过峰谷套利+降低需量电费的方式，在部分省市具备盈利条件。
在储能价格机制这一问题上，美国加州的做法值得研究。
2010年，加州政府通过储能采购强制法令AB2514，要求加州公共事业委员会(CPUC)研究储能采购目标。2012-2013年，CPUC开展储能的应用场景、采购机制、目标规模、效益和所有权等问题的研究。2013年10月，CPUC制定“储能采购目标计划”要求2020年之前加州三大公用事业公司在输配电和用户侧采购132.5万千瓦储能设施。目标分解为2014-2020年间的4轮采购。储能设施不指定技术路线。
根据CPUC的设计，储能设施所有权和功能不同，其成本回收方式也有所区别。以提高输配电可靠性为主，发挥电压支撑、延缓配电设施增容，所有权属于公用事业公司的储能设施，从输配电价中收回成本。用于平滑风光波动的，如果所有权属于公用事业公司，则视为发电资产，从上网电价回收成本;如果属于其他第三方，则通过批发市场获利，目前这一部分有政府补贴。所有权属于用户，用于发挥负荷调节功能的，主要通过需求管理、分布式发电、电动汽车充电等激励机制获利。
这种把储能按照不同功能细分再探讨其价格机制的思路给中国提供了很好的借鉴。
在世界范围内，也有不少国家和地区在市场机制上积极探索。在价差套利方面，欧洲众多国家以及澳大利亚、日本能够利用峰谷价差实现较高利润，居民侧“光伏+储能”实现平价用电。在需求响应方面，2015年6月，美国加州发布了“需求侧响应拍卖机制”示范项目，包括用户侧电池储能系统的分布式电源可以参与。在调频方面，美国在储能参与调频市场方面领先，FERC890法令允许储能进入调频市场，755法案要求市场按照各电源提供调频服务的效果支付补偿费用。
此外，亦有政府通过资助示范项目、发放项目建设补贴等释放为储能提供财政支持。在一些地区，储能可以享受投资税收减免、税收抵免、加速折旧等优惠政策。
总的来说，从世界范围看，储能的发展和定价机制已经取得一定经验，但仍处于不断探索的过程中。政策的推动，尤其是补贴的实施是刺激储能行业发展的重要推手。合理的定价，无论是政府定价还是市场竞价，是推动储能产业发展的关键要素。允许储能在不同的应用场景下与其他技术进行竞争，全面参与电力市场各个环节对于储能的发展尤为重要。
