图2 4月14日某抽蓄电站开机与否对实时现货价格的影响

两部制电价下抽蓄电站调度运用的几点建议

综合考虑抽蓄电站两部制电价的形成机制和参与现货市场的调用实践情况，对当前我国抽蓄电站调度运用提出以下建议：

一是抽蓄电站调度运用时不应以提高利用小时数或其他非市场化方式确定的调用条件为目标。预先设置抽蓄电站年度利用小时数完成目标可能导致出现过度调用，增加全系统用能成本，偏离市场化环境下优化电力资源配置和降本增效的初心。建议有关部门明确，必须调用抽蓄的场景仅限于出现电力保供缺口、新能源消纳困难、支撑电网安全及应急处置电网故障和异常时等情况。一般情况下，应主要对抽蓄电站以满足电力保供和新能源消纳为目标进行“按需应急调用”。

二是考虑抽蓄电站上下库容量的物理限制，调度运用时应至少在3日及以上时间尺度上进行优化调用，并尽可能减小因提前腾挪库容造成的市场电价波动。建议根据至少未来3日新能源和负荷的预测情况，准确判断未来3日因保供或消纳的抽蓄调用安排，在此基础上提前安排腾挪库容。当预测次日存在新能源消纳缺口时，可在当日高峰时段提前调用抽蓄机组发电以释放上库容量，但应拉长时长、压低出力，以减小对市场价格的影响。当预测次日存在电力供应缺口时，可安排在当日低谷及次日高峰前的低谷时段调用抽蓄机组抽水以释放下库容量，同样应拉长时长、压低出力，以减小对市场价格的影响。

三是防范抽蓄电站行使市场力。现阶段抽蓄电站参与现货市场应暂不采用“报量不报价”的方式，或限制其申报容量（例如不超过30万千瓦）。抽蓄电站主要容量应由系统调度统一优化安排，并作为现货市场价格接受者进行结算。同时，在现货市场中，应就是否安排抽蓄、安排多少容量抽蓄预先进行比对测算，设置对全网统一结算点出清电价影响范围的限制。例如，抽蓄电站的抽水、发电安排（包括“报量不报价”部分容量）以对全网统一结算点出清电价的影响分别不超过100元/兆瓦时、200元/兆瓦时为前提，由技术支持系统自动测算并提出抽蓄机组调度运用的优化策略。后期随着市场的成熟，进一步探索研究抽蓄电站以“报量报价”方式参与现货市场，实现各类调节资源的同台竞价。

两部制电价下抽蓄电站参与市场机制的完善建议

伴随着新型能源体系加快建设，新能源发电量占比持续上升，煤电等常规电源的利用小时数逐年降低。目前，中长期市场和现货市场都设置了最高限价，煤电等常规电源仅通过市场化电量电价回收固定成本已捉襟见肘，容量补偿机制或容量市场建立的必要性逐渐增强。抽蓄电站作为独立的市场主体，应在容量补偿机制或容量市场建立后，不再由政府核定容量电价，而通过统一的容量补偿或容量市场获得容量电费。633号文提出，在上一监管周期抽蓄电站可用率不达标时，应当适当降低电站核定的容量电价水平，但实际操作中尚缺乏可用率标准及降低容量电价的办法。建议现阶段抽蓄容量电费支付率可与电站在每个完整年度中10个系统净负荷（平衡区内负荷加外送或减受入电力后，再减去新能源等波动性强电源的出力）最大日及10个新能源消纳最困难日的平均可用容量与电站装机容量之比关联。