新型电力系统下储能的收益模式——从抽水蓄能电站容量电价发布说起

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写在前面的话

荆朝霞

一直想写一篇关于蓄能参与市场的机制方面的文章，特别是电网侧储能如何界定，如何回收成本等。2023年5月15日，国家发改委发布了《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号），以及《国家发改委关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号）（以下简称“533号文”），引起了诸多关注，包括多位专家的解读。近几年发改委发布了多个电价方面的文件，包括《区域电网输电价格定价办法》（发改价格规〔2020〕100号）、《省级电网输配电价定价办法》(发改价格规〔2020〕101 号）、《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》（发改价格规〔2021〕1455号）、《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）等，不断优化相关价格机制，加强与市场建设的衔接。可以感受到，相关办法、通知的出台，凝聚了大量政府管理人员、专家、学者、行业从业者的智慧，在受到历史衔接、市场平稳发展、社会接受度等多方面约束的情况下，在努力寻找最佳的方案。但电力市场的定价问题是一个涉及多学科的复杂的优化问题，很难一下就过渡到理想的定价机制。此外，“什么是最优的定价机制”本身就是具有争议的、没有唯一解的问题。

储能的定价机制更加如此。在可再生能源比例不断增高的新型电力系统下，不同类型的储能将在电力系统中发挥多方面的作用，如何促进储能的发展，保证其合理的收益，是新型电力系统发展无法规避的、必须要解决的一个核心问题。而起到长期调节作用的抽水蓄能电站的定价及收益模式，则是当前阶段已经面临的，需要马上解决的问题。发改委结合相关的输配电定价相关管理办法，在2021年发布的633号文中对抽水蓄能电站的价格形成机制给出了整体的意见，在2023年的533号文中进一步给出了河北丰宁等48座抽水蓄能电站的容量电价的具体核定结果。

近年一直在对储能参与电力市场的机制进行一些思考和研究，相关观点、想法散落在不同的文章、报告，以及会议发言中。这里结合533文件的发布进行梳理，欢迎大家批评指正。

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新型电力系统下储能的收益模式

——从抽水蓄能电站容量电价发布说起

荆朝霞 魏子珩

华南理工大学 电力学院

摘要：新型电力系统下，储能将发挥重要的作用，而抽水蓄能电站是少数具有大容量的、长期调节能力的储能类型。电力市场环境下，储能以何种方式获得收益、回收成本，如何激励、促进合理的储能投资，是必须解决的问题。2021年4月，国家发展改革委发布〔2021〕633号文，明确了抽水蓄能当前阶段的价格形成机制；2023年5月15日，国家发改委发布 关于水蓄能电站容量电价及有关事项的通知（ 发改价格〔 2023〕533号 ），公布了河北丰宁等48座抽水蓄能电站的容量电价结果。本文结合对633号文及533号文等的剖析，对储能在电力市场环境下不同的收益模式进行讨论。

一、 引言

《 国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见 》(发改价格〔2021〕633号文)（以下简称“ 633号文 ”）发布已经近2年，2023年5月15日，《国家发改委关于 抽水 蓄能电站容量电价及有关事项的通知 》（发改价格〔2023〕533号）（以下简称《 通知 》），公布了全国在运和即将投运的48座抽水蓄能电站的容量电价核价结果。《 通知 》是633号文出台后国家首次发布抽水蓄能容量电价核价情况。回头再细看633号文，感觉是很好的文件，既考虑了我国抽蓄发展的历史情况，又充分考虑到与当前市场发展情况的衔接，以及未来市场的发展。

近期储能的发展受到了很多关注，而影响储能发展的，除了技术因素，其参与市场的机制、商业模式也是重要的方面。但是，无论是国际电力市场实践中，还是学术研究中，适合储能的市场机制、商业模式都没有被广泛认可的、统一的方法。633号文虽然是针对抽水蓄能这一种储能的，但其思路其实可以引申到其他类型的储能。

本文从对633号文、《通知》等的剖析出发，讨论储能在电力市场环境下的不同的成本回收模式。

二、 633号文核心要点

1、抽水蓄能电站在新型电力系统中有 重要的地位 。

2、现阶段，要坚持以 两部制电价 政策为主体，进一步 完善抽水蓄能价格形成机制。

3、 以 竞争性方式 形成 电量电价 。电量电价体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值。

4、 完善容量电价核定机制。 对标行业先进水平 合理 核定容量电价 ，建立适应 电力市场建设 发展和产业发展需要的调整机制。容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。

5、 建立容量电费纳入输配电价回收的机制。政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付， 纳入省级电网输配电价回收 。与输配电价核价周期保持衔接，在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费。

6、 建立相关 收益分享 机制。鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，上一监管周期内形成的相应收益，以及执行抽水电价、上网电价形成的收益，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，形成的亏损由抽水蓄能电站承担。

7、 完善容量电费的 分摊方式 ，包括在多个省级电网的分摊，以及在特定电源和电力系统建的分摊方式。

8、 加强抽水蓄能电站建设管理。抽水蓄能电站建设应充分考虑电力系统需要、站址资源条件、项目经济性、当地电价承受能力等， 统一规划 、合理布局、有序建设，未纳入相关建设规划的项目不得建设。

9、 保障非电网投资抽水蓄能电站平稳运行。电网企业要与非电网投资主体投资建设的抽水蓄能电站签订规范的 中长期购售电合同 ，坚持公平公开公正原则对抽水蓄能电站实施调度，严格执行发改委核定的 容量电价 和根据本意见形成的 电量电价 ，按月及时结算电费，保障非电网投资主体利益，调动社会资本参与抽水蓄能电站建设的积极性。

以上要点可以进一步总结为以下主要方面：1）抽水蓄能电站实施 两部制电价 机制。2） 对标行业先进水平 形成容量电价，通过 输配电价回收 。3） 竞争性 方式形成 电量电价 。4）对抽水蓄能参与市场获得收益建立 收益分享 机制。5）对抽水蓄能的建设 统一规划 。6）与非电网建设的抽水蓄能电站签订规范的中长期购电合同，调动 社会资本参与 抽水蓄能电站建设的积极性。

这些方案充分考虑了抽水蓄能的成本、运行及对电网的效益的特点，协调考虑多方面的效益（ 5 统一规划 ），在保持其成本回收（ 1 大部分成本通过容量电价回收 ）、激励社会资本参与建设（ 6 签订规范的中长期合同 ）、降低容量成本（ 2 对标行业先进水平 ）的同时，也可激励抽水蓄能在电力市场中优化运营（ 4 建立收益分享机制 ）。

下面结合对抽水蓄能电站在电力系统中的作用、盈利模式等分析以上规则要点的亮点，以及未来进一步改进的方向。

三、 抽水蓄能电站在电力系统中的作用及盈利模式

1、抽水蓄能电站在电力系统中的作用

《633号文》指出，“ 抽水蓄能电站具 有 调峰 、 调频 、 调压 、 系统备用 和 黑启动 等多种功能，是电力系统的主要调节电源。”这其实就是给出了抽水蓄能电站在电力系统中的作用。在电力市场中，除了调峰，都可以归为“ 辅助服务 ”的范畴。

2、国外典型的抽水蓄能电站商业模式

在厂网一家的垂直垄断的电力体制下，抽水蓄能电站直接由一体化的电力公司投资，相关成本纳入电力公司的成本中，由终端电力用户的电费回收。（ 垂直垄断，内部核算 ）

在电力行业进行垂直的重组，发电领域引入竞争的情况 下， 作为 特殊的发电设备的抽水蓄能电站，必须为其设计合适的商业模式。根据国际经验，一般有以下几种典型的模式。

1） 电网统一投资与运营 。这种模式下，与垂直垄断体制下类似，抽水蓄能由电网公司直接投资 ，与输配电设备类似为电网公司资产的一部分，投资成本及运行成本均纳入电网公司的成本中，通过电力用户的电费回收。典型的案例如日本、法国以及美国的一些州的抽水蓄能电站。 （统一运营 ，内部核算 ）

2） 独立公司建造，电网公司支付租赁费 。这种模式下，抽水蓄能电站由独立的企业建设，电网公司为抽水蓄能电站支付租赁费。租赁费基于成本及准许收益核算。 （独立建设 ， 获租赁费）

3） 独立公司建造，通过市场获得收益 。这种模式下，抽水蓄能电站参与电能量市场及辅助服务市场等，通过市场化交易获得收益，包括通过低买高卖获得收益，参与调频、备用等竞争性市场获得收益，为系统提供黑启动、紧急事故备用等辅助服务获得收益等。 实际市场中，完全通过市场获得收益的抽水蓄能电站较少，主要分布在美国、英国、德国及瑞士等。 （独立建设 ， 市场获益）     

4） 独立公司建造，获得固定收入与竞价收入 。这种模式下，抽水蓄能电站的收入由两部分组成：一部分是固定收入，考虑其调峰填谷效用以及提供的辅助服务等；一部分是变动竞价收入，主要通过参加竞争性的市场获得。 （独立建设 ， 固定、竞价两部分收益）    

5） 招标建设，签订合同 。法国在2019年通过《气候与复原力法案》确定了在储能容量不满足系统要求的情况下通过招标来建设电储能的方案：由输电运营商根据政府(法国生态转型部长)的指导方针制定招标标准，包括储能技术、合同时间等，随后在欧盟范围内发布招标公告，并向部长提供中标建议清单。( 招标建设 ， 长期合同)                                           

四、为什么储能需要固定收益

根据前面的介绍，目前全球范围内的大部分的抽水蓄能电站（90%以上），其收益中都含有较高比例的 固定收益 （包括以租赁费、固定收益、容量费等形式获得的收益）。为什么抽水蓄能电站的收益中需要固定收益，未来电力市场完善的情况下，能否可以减小甚至完全去掉这部分收益，使其完全通过竞争的市场获得收益？这里进行简单的分析。

1、产品转换资源及其价值

我们在论文《电力市场不平衡资金综述：成因、对策与展望》中提到了 产品转换 设施（资源）的概念：将一种产品转化为另外一种产品的设施或资源。输电线路和储能都可以认为是一种特殊的产品转换资源：输电线路可以将 一个位置 的电转化为 另一个位置 的电，储能可以将 一个时间 的电转化为 另外一个时间 的电。

考虑一个简单情况：市场中只有两种产品，有一种产品转换资源可以将这两种产品进行转换。可以证明，与产品转换资源相关的一个重要特性是：一般来说，产品转换资源相关的两个产品的 价格差 会随着其转换能力的 增加而变小 。比如，一般输电容量越大，节点电价差越小；储能容量越大，分时价格差越小；极端情况下，当产品转换资源的 转换能力无限大 时，即其有能力将一种产品全部转换为另外一种产品时，两种产品的 价格将趋同 。在这种情况下，产品转换资源对市场的价值常常无法通过相关的两种产品的价格差体现。更准确的说，产品转换资源对市场的实际价值（称为 总价值 ）与通过两个产品的价格差计算出来的价值（称为 边际价值 ）是不一样的。

以输电线路为例，两节点系统中，在不考虑需求价格弹性的情况下，输电对市场的总价值可以通过计算 有、无输电线 两种情况下系统 发电成本的差 得到（即对整个市场的社会总福利）；而其边际价值即为通常所谓的阻塞收益： 阻塞收益 =价格差*输电量。 可以证明 ，在线路两端的单位发电成本是发电量的 线性函数 的情况下，当输电线路的传输容量 从零不断增加 时，输电的总价值从零开始 单调递增 ，而阻塞收益从零开始 先增加 ， 后降低 ，最后降低到零， 总价值 总是 大于边际价值 。

图1给出了两节点系统中总价值、边际价值、转换设备成本（即输电成本）及与最优输电容量之间的关系的示意图。 可以看到，总价值曲线（社会福利）[ 红色实线 ]单调递增，边际价值曲线（输电阻塞盈余）[ 蓝色实线 ]先增后减，转换设备成本(输电线路成本）[ 黄色虚线 ]单调递增， 边际价值总是小于总价值 。总价值曲线、边际价值曲线分别与输电线路成本相交，确定 输电容量1 和 输电容量2 ，分别代表市场激励下的输电容量和社会最优的输电容量。可以看到， 市场激励下的输电容量小于社会最优的输电容量 。

图1 产品转换资源总价值（社会福利）、边际价值（阻塞盈余）、转换设备成本（输电成本）及最优输电容量

对应到储能，可以得到类似的结论：储能对市场的实际的的 总价值 大于按边际价格计算得到的 边际价值 。因此，如果储能 通过市场化竞争盈利 ，获得基于边际价格的价格差收益（即低买高卖的收益，类似输电的阻塞盈余），由于边际价值低于社会总价值， 最优的投资规模将小于社会最优投资规模 。也就说，储能通过市场化竞争盈利的模式下， 无法引导充足的储能投资 。需要注意的是，这里讨论的主要是储能对电力系统起的 调峰功能 。对以其他功能为主的储能，如主要提供调频服务的储能，其盈利模式需要另外分析。

2、产品转换资源的商业模式

上述分析得到的启示是：当输电容量无限大时，全系统所有节点的价格相同，但这不意味着输电线路没有价值；同样，当储能容量无限大时，由于有无限大的调峰能力，会导致所有时段的 价格相同 ，但这也 不意味着储能没有价值 。根据产品的价差计算出的产品价值与产品对市场的总价值不总数相等，或者说大多数情况下不相等。从激励产品转换资源合理的投资、优化的运行的角度， 不能简单的将产品转换资源推向市场，让其完全依靠市场价格获得盈利 。

学术界、产业界已经对输电这种产品转换资源在电力市场中的价格、各种价格机制下的收益等情况进行过深入的、多方面的研究，已经认识到在 大多数场景下，输电是无法实现商业化运营的 ，因此大多数输电设施是采取“统一规划+基于成本的管制定价”的运营模式。当然，在一些特殊情况下，如果输电通过价差（阻塞盈余）可以获得的收益大于输电投资成本：输电线路两端的发电成本差非常大，而输电容量相对比较不足，即使加上输电线路以后，两端的价格差仍然足够大，超过单位投资成本。因此，实际市场中大部分输电线路按管制电价的模式运营，少部分输电线路可以通过收取价差的模式运营。

3、储能在电力市场中的盈利模式

从同为产品转换资源的角度，储能在不同情况下对市场的总福利、边际福利的影响的特性与输电是类似的。因此可以得到结论：电力市场中，从 调峰服务（即不同时间的电力产品的转换服务） 的角度，一部分（在大多情况下可能是大部分）储能应该采用管制电价或固定电价、容量电价的模式运营，另外一部分储能可以通过 低买高卖 的方式赚取价差收益。需要指出的是，这里讨论的是储能提供调峰服务的价值。实际市场中，储能还有调频、备用、黑启动等价值，如果市场中定义了相关的产品，产品的价格能充分体现供给者对市场的价值，储能也可以参与这些市场从而获得收益。

总结一下：储能的调频、备用、黑启动等价值可以通过市场化方式体现（需要设计合适的，反映其经济、技术特性的 产品 及其 交易机制 ，如考虑里程的调频辅助服务交易机制），但储能的调峰价值一般无法通过 基于边际成本定价理论 的电价差体现，需要设计可以给予储能一定的固定收益的 基于容量的收益 。

五、 抽水蓄能价格机制

从前面的分析可以看到，633号文的核心理念是符合储能的特性的：抽水蓄能的一个重要功能是长期的功率平衡，即 调峰 ，大多数情况下其价值无法通过基于边际成本定价理论的、市场化的电价体现。因此，需要有 容量费 或者说 容量电价 保证其合理的收益，激励相关投资。为了保证建设的抽水蓄能对系统的效益大于其建设成本，抽水蓄能需要 统一规划 ，在统一规划下，如果分析计算的结果表明其总社会福利大于建设成本，就可以纳入规划。为了激励降低抽水蓄能电站的投资成本，633文采用了基于标杆定价的方式（ 对标行业先进水平 ），未来也可以采用其他方式，比如参考法国目前正在进行的储能 招标投资 方式。由于抽水蓄能除了调峰效益，还有调频、备用等效益，其运行成本也与电站的运行水平有关，为了激励抽水蓄能电站的投资、运营主体积极参与市场、降低成本，允许其参与竞争的市场提供相关服务，但对收益建立 收益分享 机制，实现既 激励其有效运营 ，又 避免过高收益 （因为已经获得了 较为稳定的容量收益 ）的效果。

六、 市场环境下储能的投资机制

前面分析主要是针对抽水蓄能电站，实际上对一般的储能也适用。市场环境下，储能可以采取不同的投资机制。最简单的是电网直接投资，其成本纳入输配电价，在能量市场出清中作为固定的资源和约束加入；统一规划下总价值大于投资成本，但市场价值（按当前的市场机制、电价机制）小于投资成本的储能，可以由电网直接投资，或者通过招标的方式吸引独立投资主体（也可以是发电集团）投资，根据规划的结果确定其容量费；统一规划下总价值大于投资成本，市场价值也大于投资成本的储能，可以采取上述类似的投资模式，也可以仅仅发布规划结果，引导市场的资本独立决策进行投资。

总结

2021年发改委发布的633号文《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》考虑储能的技术、经济特性、在电网中的作用，考虑我国电价体系及电力市场现状，提出了一些很好的关于抽水蓄能电站价格形成机制的原则，包括两部制电价、对标行业先进水平形成容量电价、通过输配电价回收、竞争性方式形成电量电价、建立收益分享机制、对抽水蓄能电站统一规划、签订规范的中长期购电合同调动社会资本参与建设等。2023年5月发布的《通知》（533号文）中，公布了48座抽水蓄能电站的容量电价结果。633号文的一些原则，不仅对抽水蓄能电站适用，其实也适用其他类型的储能。

本文从储能在电力系统中的作用出发，将其作为一种特殊的产品转换资源，类比输电线路，分析了与储能的调峰效益相关的几种价值的计算方法，包括社会总价值（即社会总福利），以及边际价值（类似与输电的阻塞盈余）。指出，由于边际价值常常低于社会总价值，仅仅依靠基于市场的收益模式，无法引导足够的、从社会角度最优数量的储能投资。后续需要进一步结合电力市场的发展研究适合不同类型储能的收益模式和商业模式。

附： 《国家发改委关于 抽水 蓄能电站容量电价及有关事项的通知 》（发改价格〔2023〕533号）公布的全国在运和即将投运的48座抽水蓄能电站的容量电价核价结果。

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