目前，西北棄風、棄光現象嚴重，由于用電負荷特性與風力發(fā)電負荷特性不一致，低谷時段棄風現象尤為嚴重，甚至影響電網運行。華中四省每省均有一個120萬千瓦容量的抽水蓄能電站（簡稱抽蓄電站），在滿足本網調峰調頻等輔助服務需要的情況下，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，將西北棄風電量轉換為華中電網高峰電能，實現節(jié)能減排，得到各方的認可和支持，并成功應用于交易實踐，取得了很好的效果，但同時還有一些問題需要進一步探討和完善。
華中電網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段剩余輸電空間，通過北京交易平臺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，其中甘肅送出1.16億千瓦時、新疆送出0.94億千瓦時，湖北消納1.36億千瓦時、江西消納0.74億千瓦時。
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，交易時段為22時至次日8時，由國網湖北、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湖北、江西電力的購電價格為253元/兆瓦時（落地價），西北新能源電廠上網價格150元/兆瓦時。根據政府價格主管部門核定的跨區(qū)跨省輸電交易價格為123 元/兆瓦時。為促進西北電力外送，交易輸電價格下浮18%，輸電價格為101.06 元/兆瓦時。
抽蓄電站消納西北新能源交易效益分析
華中電網利用抽蓄電站消納西北新能源交易電量2.1億千瓦時，按照抽蓄電站“抽四發(fā)三”的效率計算，西北低谷新能源電能替代華中高峰火電1.575億千瓦時，按發(fā)電標準煤耗320克/千瓦時計算，相當于節(jié)約標煤5.04萬噸，減少二氧化碳排放12.3萬噸，社會效益明顯。
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，增加兩部分收入：交易收入21000×0.15=3150萬元，可再生能源補貼收入11600×（0.45-0.2978）+9400×（0.4-0.25）=3173萬元，合計增加收入6323萬元。
湖北省電力公司彌補抽發(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，實現了社會效益和企業(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：
抽蓄電站運營成本巨大，主要由所在地承擔
抽蓄電站運營成本巨大，華中區(qū)內現有4座裝機均為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，每年固定的容量費用都在5億元左右（洪屏為2016年新投電站測算年容量費用為7億元，見下表）。
根據國家有關文件規(guī)定，執(zhí)行容量電費政策的抽蓄電站，政府主管部門按照補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，不另行核定電價。采用容量電費模式的抽蓄電站，電網公司對其一般采用租賃方式，按核定容量電費支付費用并承擔相應的抽發(fā)損耗。華中電網內寶泉、白蓮河、黑麋峰抽蓄電站都采用容量電費方式，此外，我國大多數抽蓄電站均采用該模式，這實際上是一種單一制容量電價機制。
對于容量費用的消化與承擔比例，政策規(guī)定，容量費用原則上由電網企業(yè)消化50%，發(fā)電企業(yè)和用戶各承擔25%。其中，發(fā)電企業(yè)承擔的部分通過電網企業(yè)在用電低谷招標采購抽水電量解決；用戶承擔的部分納入銷售電價調整方案統(tǒng)籌解決。
2014年7月，國家發(fā)改委出臺了《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制的通知》（發(fā)改價格[2014]1763號），提出在電力市場形成前，抽蓄電站實行兩部制電價，電網企業(yè)向抽蓄電站提供的抽水電量，電價按當地燃煤機組標桿的75%執(zhí)行；鼓勵通過市場方式確定電價，在具備條件的地區(qū)，鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽蓄電站項目業(yè)主、電量、容量電價、抽水電價和上網電價；電力市場化前，抽蓄電站容量電費和抽發(fā)損耗納入當地省級電網（或區(qū)域電網）運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調整因素統(tǒng)籌考慮。
河南寶泉抽蓄電站年容量電費已落實，其中電網50%、用戶25%通過銷價疏導落實，發(fā)電企業(yè)25%通過招標解決。
湖北白蓮河、湖南黑糜峰抽蓄電站年容量電費中發(fā)電企業(yè)承擔的25%部分一直沒有得到落實。但湖北省電力公司全額支付了白蓮河抽蓄電站容量費用。湖南省電力公司因這部分費用沒有從發(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中發(fā)電企業(yè)承擔的25%部分。
江西洪屏抽蓄電站4臺機組于2016年3月陸續(xù)投產，其電價模式及具體收取方式還沒有得到政府的正式批復，測算上報年容量電費7億元左右，抽水電量價格按江西火電標桿電價的75%執(zhí)行，發(fā)電上網價格按江西火電標桿電價結算。江西省電力公司已提出通過市場化方式從省內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，江西省能源局目前的答復將會在江西電網輸配電價改革方案中一并考慮。
根據抽蓄電站電價政策及輸配電價改革方案，電網企業(yè)承擔50%、用戶承擔25%，即75%的容量費用都通過輸配電價的形式，由所在省用戶承擔。
華中抽蓄電站采用租賃經營模式，抽發(fā)損耗由省電力公司承擔
華中抽蓄電站都由省電力公司租賃經營，抽發(fā)損耗由省電力公司承擔，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企業(yè)研究在各個地區(qū)建立電力市場輔助服務考核和補償機制，華中地區(qū)的能源監(jiān)管機構也分別根據電力系統(tǒng)運行情況出臺實施了電力市場輔助服務機制的“兩個細則”，根據考核政策的規(guī)定，發(fā)電廠所有考核費用全部用于補償提供輔助服務的電廠，以?。ㄊ校閱挝粚嵭惺罩胶?，輔助服務補償費用不足部分按各電廠實際上網電量比例分攤，富余部分按考核電量等比例返還。實際上，有償輔助服務費用是在電廠間相互支付，電網不承擔成本也不獲得盈利。
“兩個細則”特別規(guī)定“電網公司所屬電廠參與考核，不參與結算”，而華中電網區(qū)域抽蓄電站多為電網租賃運營，因此，華中區(qū)域抽蓄電站無法從輔助服務中獲得任何經濟補償。
2015年以前，華中電網抽蓄電站都由所在地省電力公司負責調度，抽蓄電站是一種快捷有效的調峰調頻手段，但也是一種“奢侈”的工具，要用4千瓦時低谷電能換3千瓦時高峰電能。從減少公司成本的角度出發(fā)，省級調控中心一般都把開啟抽蓄電站作為最后調峰措施，能不用則盡量不用，因此，2015年及之前華中境內抽蓄電站利用率與設計相比，相對較低。
根據國家電網公司要求，從2016年1月1日起，華中電網內主要抽蓄機組納入華中分部統(tǒng)一調度，并要求按設計利用小時數運行，導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，同比分別增加10.84、5.73、9.77、3.01億千瓦時。四個電廠合計完成發(fā)電量49億千瓦時，較上年同期增加29.4億千瓦時。按照抽蓄電站抽發(fā)損耗及當地火電標桿電價計算，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4.63億元。
根據國家電網公司2017年抽蓄電站發(fā)電量年度計劃，華中分部統(tǒng)一調度的四個抽蓄電站年抽發(fā)損耗電量成本預計為5.44億元，比2016年增加0.81億元（江西洪屏的四臺機組全部投運，2017年增加抽發(fā)損耗電量成本1.4億元）。
抽蓄電站實際運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段為22時至次日8時，共10小時，但抽蓄電站抽水時間不固定，根據電網運行需要確定，一般低谷時段抽水時間只有2～3小時；前面所述3次交易送湖北、江西電力為10～20萬千瓦，而抽蓄電站單臺機組啟動抽水功率為30萬千瓦，客觀上存在抽蓄電站實際運用電力和時間與交易曲線不一致的問題。從西北新能源電廠實際發(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，需要進一步明確規(guī)則，規(guī)范運行。基于這種交易模式所取得的節(jié)能減排的社會效益及相關方共贏的效果，在規(guī)范此類交易時首先需要一種積極支持的基本態(tài)度，其次要鼓勵提升相關方的積極性，最后是實事求是地進行規(guī)范。為此提出以下建議：
一是華中電網內抽蓄電站首先用于本網調峰、調頻及黑啟動等輔助服務，保障電網安全，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占其運營成本的大部分，主要由所在省承擔，根據權責一致的原則，抽蓄電站首先用于保障自身電網的運行安全，只有抽蓄電站有富余能力的情況下，根據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行為，不能變?yōu)橐环N強制手段，否則就是本末倒置。
二是通過市場化方式組織跨區(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化方式組織，充分調動各方的積極性，實現多贏。由于華中地區(qū)抽蓄電站采用租賃經營，抽發(fā)損耗由省電力公司承擔，因此，此類交易購電方為抽蓄電站所在省電力公司，購銷價差收入用于補償抽發(fā)損耗。根據4千瓦時低谷電能換3千瓦時高峰電能抽發(fā)關系，此類交易落地價應不高于抽蓄電站所在省火電標桿電價或平均上網電價的3/4。
三是建立“電量庫”，簽訂開口協(xié)議。華中抽蓄電站實際運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，約定交易電量和價格，按月進行電量清算和結算。發(fā)電側、受電側分別由調度機構進行實時運行開展新能源電廠發(fā)電計劃和抽蓄機組抽發(fā)計劃的執(zhí)行工作。
四是完善和規(guī)范交易方式。建議能源監(jiān)管機構組織相關方制定抽蓄電站消納新能源交易規(guī)則，做到有章可循。同時明確各級行政部門在保障自身電網安全的情況下，不得阻礙新能源跨區(qū)跨省消納，促進新能源更大范圍消納和實現節(jié)能減排。
