元博 冯君淑

　　随着我国经济社会的发展，电力系统规模不断扩大，用电负荷和峰谷差持续加大，随机性、间歇性新能源大规模开发，对调峰调频电源发展提出了新的要求。上半年我国平均弃风率高达21%，同比上升6个百分点，弃风原因与电源结构及调峰能力、风光规模布局、电网条件、体制机制等都有密切联系。统筹规划、建管并重、适度加快调峰调频电站建设，对保障我国电力系统安全稳定经济运行、增加新能源电力消纳具有重要意义。本文总结了国外发展调峰调频电源的经验，分析了我国当前抽水蓄能电站建设运行的政策，并提出了相关建议。

　　国外新能源发展及调峰调频电源建设经验

　　根据资源条件和建设经济性，各国发展调峰电源的侧重不同。日本是世界范围内抽水蓄能装机容量最大、占比最高（11.1%）的国家，其电源结构以火电为主（占比60%以上），核电次之（占比20%以上），常规水电较小（占比不足10%）。

　　过去，日本高比例的抽水蓄能电站主要配合核电运行，未来将以配合核电和新能源运行为主。美国天然气资源丰富、管网发达，燃气电站是调峰调频电源的主力，在装机结构中的占比达40%以上。近十几年来，美国新增装机容量几乎全部来自天然气发电，其它类型的电源基本维持不变。

　　调峰调频电源在不同的电网中利用方式不同，发挥的作用也不尽相同。

　　以美国为例，不同抽水蓄能电站的年发电利用小时数差别巨大，最高可达1953小时，在系统中主要承担调峰填谷、促进电力系统合理经济运行的任务；有一半的抽水蓄能电站年发电利用小时数少于1000小时，最少仅34小时，这些　  电站在系统中除参与调峰，还承担保安电源功能，以及发挥调频、调相、提高电压稳定性和供电质量的作用。法国是世界上核电装机占比最高的国家，为保障核电相对平稳高效运行，其抽水蓄能电站主要用于削峰填谷运行。

　　通过采用峰谷电价、辅助服务费用、租赁经营等多种形式，可以保证调峰电源投资能够取得合理回报并维持正常运营。国外调峰调频电站经营收入主要有三种，一是依赖峰谷电价差。国外高峰电价一般可达低谷电价的8~10倍，抽水蓄能、燃气电站等具备在电力市场中竞争并保证合理收益的能力；二是辅助服务市场付费。依托较为完善的电力市场机制，从辅助服务市场获得深度调峰、紧急事故备用、调频等动态收益，如英国部分抽蓄电站年运营收入中辅助服务费用占比可达一半。三是电网企业付给电站租赁费。租赁费包含固定运行与维护成本、购电费等，普遍采取保本微利的原则核定，利润率在6%左右。

　　我国调峰调频电源建设现行政策分析

　　我国天然气资源相对缺乏，已建及在建的燃气电站主要为联合循环供热机组，主要任务是满足供电和供热需求，调峰能力非常有限。因电价政策等原因，适用于调峰的单循环机组基本没有市场生存空间。而抽水蓄能站址资源丰富，调节性能优良，是当前我国调峰调频电源的主力。目前，我国针对调峰调频电源的政策基本处于空白，仅对抽水蓄能电站的建设运行制定了相关政策，主要有以下　  几个方面：抽水蓄能电站目前以电网经营企业全资建设和管理为主。根据国家有关政策文件要求，原则上由电网经营企业有序开发、全资建设抽水蓄能电站，建设运行成本纳入电网运行费用。杜绝电网企业与发电企业合资建设抽水蓄能电站项目，严格审核发电企业投资建设抽水蓄能电站项目。电网企业全资建设有利于抽水蓄能的有序开发和运行管理，但也存在地方配套积极性不足、投资主体单一、建设速度较缓等问题。

　　抽水蓄能电站现阶段实行两部制电价政策。按照发改价格[2014]1763号文要求，电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价。电价按照合理成本加准许收益的原则核定，其中容量电价主要弥补固定成本和准许收益，电量电价主要弥补运行抽发损耗。政策提出抽　  水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。虽然明确了抽水蓄能电费纳入销价疏导的原则，但具体疏导方式、执行细则等尚不明晰。

　　对已建抽水蓄能电站的运行考核在逐步加强。近两年来，国家能源主管部门相继发文，要求加强对抽水蓄能电站调度运行情况的监管与考核，重点加强拉闸限电和弃风弃水弃光地区蓄能电站调峰运行的监管。随着我国蓄能电站存量规模的扩大，如何充分发挥蓄能电站调峰填谷、促进新能源消纳等功能，提高电站利用效率是政策关注的重点。下一步将"制定考核和监管具体办法，明确运行效果考核指标、标准及监管措施和要求"，对于合理安排抽水蓄能电站运行具有重要意义。

　　政策建议

　　一是从电价政策上支持鼓励多种调峰电源的建设，满足未来发展需求。

　　如通过峰谷电价促进单循环燃气调峰电站的建设，扩大调峰电源市场生存空间。与此同时，电池等储能设备也是调峰调频的一种手段，具备较强的削峰填谷和快速响应能力，未来技术突破、经济性提高后将有巨大的应用潜力，应予以关注。

　　二是能源主管部门在制定能源电力发展"十三五"规划过程中，根据电力系统整体需要、项目建设周期、站址资源条件等因素，合理确定"十三五"及中长期抽水蓄能发展规模、布局、时序，提出未来一段时期各省区抽水蓄能建设总量空间，以指导地方政府和相关能源企业的规划和建设安排。

　　三是制定出台两部制电价的执行细则，明确电网企业建设运行抽水蓄能电站费用的疏导办法。目前，每座120万千瓦抽水蓄能电站，年运营成本（含抽发损耗）费用接近7亿元，电网企业面临较大的支付压力。

　　虽然目前有关政策文件提出了电价疏导原则，但实际执行中存在疏导不及时、调价不到位等问题。制定出台抽水蓄能电站费用核算及疏导细则，有利于解决目前费用实际由电网承担又得不到有效疏导的困局，缓解电网公司经营压力，提高各方积极性和蓄能电站利用的效率。

　　四是要因网制宜研究制定抽水蓄能电站的合理运行方式，建议从抽水蓄能电站承担的主要功能出发，制订差异化的考核指标，引导抽水蓄能电站的运行方式优化，发挥综合效益。