現階段，國家正加快構建“清潔低碳、安全高效”的能源體系，積極發展清潔能源并提升能源綜合利用效率和協調發展水平，著力推動能源高質量發展。抽水蓄能電站作為新型能源供給體系的重要組成部分，尤其在高比例可再生能源的電力系統，其平抑風光波動性、反調峰特性的優勢愈發凸顯。但受政策因素（《省級電網輸配電價定價辦法》）影響，原有抽水蓄能電站執行兩部制電價、容量電價通過輸配電價向銷售側疏導的經營模式已難以為繼。根據現有的政策取向判斷，未來抽水蓄能電站以獨立主體參與電力市場競爭并以此獲得相應收入將是其運營的新常態。

由于現階段我國電力現貨市場的建設尚未大規模推開，在現實背景下，面對抽水蓄能電站在轉型過渡期的實際經營困境，多種可能的破局方案被相繼提出。這其中，通過輔助服務市場解決抽水蓄能電站的生存問題是獲得廣泛關注的一種備選方案。本文即針對這一熱點方案，從抽水蓄能的主要功能、輔助服務與抽水蓄能的匹配性角度出發，探討通過輔助服務解決抽水蓄能電站生存問題這一路徑的可行性。

抽水蓄能電站的主要功能

通常而言，抽水蓄能電站的主要功能包括調峰填谷、調頻、備用和調相等。從調用的頻次角度分析，在系統運行中最常用到的功能主要是以調峰、調頻兩大類為主。

其中，調峰填谷是指抽水蓄能電站在用電高峰期間發電，在用電低谷期間抽水填谷，可以改善燃煤火電機組和核電機組的運行條件，保證電網穩定運行。

調頻則是為了保證電網穩定運行，電網需要具備隨時調整發電出力的能力，以適應用戶負荷的變化，因此，電網所選擇的調頻機組必須快速靈敏，隨負荷瞬時變化而調整出力。抽水蓄能電站機組具有迅速而靈敏的開、停機性能，特別適宜于調整出力，因此，能很好地滿足電網負荷急劇變化的要求。

成熟市場環境下抽水蓄能電站的主要收入來源

如前所述，抽水蓄能電站在系統運行中最常見的功能即是調峰以及調頻等。根據成熟競爭性電力市場的實際經驗，作為單獨主體參與市場的抽水蓄能電站，其收入主要來自于參與電能量市場（峰谷價差）及輔助服務市場（主要是指調頻及備用服務）的獲益。如在英國電力市場中，抽水蓄能電站獲取收入主要通過雙邊交易、平衡市場和輔助服務市場完成。從其典型抽水蓄能電站的實際財務收支情況來看，不少抽水蓄能電站由于調節性能方面的優勢，其在市場競爭中的盈利還是相當可觀的。

考慮到在國內尚未大規模推進現貨市場，基于市場形成的發電側分時價格體系尚未建立。調峰服務、調頻以及備用的調用目前仍主要在輔助服務框架下開展，因此，國外抽水蓄能電站盈利所依賴的調峰、調頻、備用等品種貌似都可以在我們現有的輔助服務框架下找到相對應的品種與蹤跡。那這是否意味著失去原有穩定成本疏導機制保護的抽水蓄能電站，可以參照國外經驗，將其就此推入我國現行的輔助服務市場呢？

完全依賴輔助服務破題不具備實際可操作性

為了理性地剖析這個問題，需要從兩個角度來加以分析：我國現行輔助服務中的調峰、調頻等與國外成熟市場中的相應品種所實現的功能是否真的一致？如果真的一致，抽水蓄能的成本都從輔助服務市場回收，又是否可行？

首先針對第一個問題，調頻、備用等服務的明確界定盡管說國內外存在一定差異，但總體而言，其實現的功能還是相近的，這也是目前達成普遍共識的一種認識。存在比較大爭議的主要是調峰服務。從調峰服務的界定來看，盡管從名稱上來講，國內輔助服務中的調峰品種與成熟電力市場中依靠市場價格實現調峰的說法十分相近，但兩者的區別也十分明顯：在國外電能量市場中，調峰的實現主要是通過市場形成稀缺價格信號，引導發電企業在負荷高峰時段多發電、低谷時段少發電。在這樣的市場中，抽水蓄能電站可以在每日通過低谷時段買入、高峰時段售出的策略獲得價差收入；而目前國內輔助服務中的調峰主要是解決負荷低谷時段發電負荷壓降困難的問題，采用的是正向激勵方式，即在負荷低谷時段當系統有需求且機組可降低出力，就可獲得一定補償。這與國外低谷時段通過低電價迫使機組降低出力的反向激勵方式存在較明顯差異，且存在兩個方面內容的缺失：一是缺失了負荷高峰時段的正向激勵信號；二是峰谷價差在現貨市場中是每天都會存在，只要系統運行，抽水蓄能電站就可以借助這一穩定的機制獲得相應收入，但輔助服務中的調峰則不同，它只有在系統低谷發電負荷實在壓降不下去的時段才會啟用，更類似于系統的急救措施，而非常規操作手段（盡管在某些地區，由于負荷率偏低的問題，調峰服務調用非常頻繁，但從認識上還是不宜將其認知為一種常規操作），抽水蓄能電站靠這種偶發性事件獲得穩定收入的預期是難以實現的。

因此，從實現功能角度來看，現有國內輔助服務中的調峰與國外電能量市場中價格引導市場成員調峰的機制還是存在明顯差異的。將抽水蓄能電站應該從電能量市場回收的那部分成本全部納入輔助服務范疇回收存在機制上不對應、經營風險較大等問題。

而針對第二個問題，現有輔助服務費用的分攤機制能否支撐高額的抽水蓄能電站費用也需要加以謹慎的審視。為了理性辨析這一問題，需要先對現有輔助服務分攤機制的由來及原理進行剖析。

現階段輔助服務處于發電側零和博弈階段，即先根據調用規則計算需要獲得的輔助服務補償總量，再將所需補償的費用向各發電主體分攤，本質上更接近于發電側利益的二次分配。這一分攤方式從我國輔助服務設立之初即未改變過，但輔助服務實施的外部環境卻與機制設立之初發生了較大變化。在輔助服務規則設立之初的2006年，由于當時發電側上網標桿電價政策已出臺（2004年），且上網電價的核定是基于全口徑成本形成的，這其中也包含了當時由于機組參與輔助服務造成的增量成本，在這一條件下，采用發電側分攤的方式從原理上來講是合理的。

但隨著新能源的大規模發展，由于新能源固有的調峰、調頻缺陷，系統調用輔助服務的頻次已較當年有大幅度提升，使得現階段機組的運行工況已與14年前發生較大變化。而與此同時，后續多次燃煤標桿電價調整中，更多的是考慮工程造價成本、煤價變化因素的影響，對運行工況的調整可能并未考慮在內。因此，發電側分攤機制設立的重要外部條件在現在這一時期已不再適用。因此，從合理性角度分析，需要對原有輔助服務費用分攤的零和政策進行一定的調整。

因此，結合前述分析，若將抽水蓄能電站加入輔助服務補償范圍、并意圖使其在輔助服務市場上回收所有成本的方案并不具有充足的合理性。原有抽水蓄能的成本都是通過輸配電價（或銷售電價）回收，在輔助服務分攤規則制訂時顯然未將這部分成本納入（參照某抽水蓄能電站容量價格，增加一座抽水蓄能電站，輔助服務總分攤費用增加約6億元）。因此，在輔助服務分攤政策已然積重難盡的困境下，再將抽水蓄能的成本回收納入必然存在加大輔助服務補償力度、引發爭議的問題。

受政策因素影響，原有抽水蓄能電站執行兩部制電價、容量電價通過輸配電價向銷售側疏導的經營模式已難以為繼，需要尋找新的經營模式加以破局。針對業內普遍關注的通過輔助服務市場解決抽水蓄能電站生存問題的方案，從輔助服務與抽水蓄能的匹配性、輔助服務分攤機制現狀來看仍存在諸多不合理之處，全部依賴于輔助服務破題并不具備實際的可操作性。但不可否認的是，在電力市場改革的過渡階段，由于政策騰挪空間有限，采用這一方式在一定程度上補償抽蓄電站成本也不失為一種不得以的無奈之舉。

本文刊載于《中國電力企業管理》2020年5期，作者供職于電力規劃設計總院