电力市场模式和抽水蓄能价格机制分析电力市场主要由发电侧市场和售电侧市场组成
发电侧主要是电力批发市场抽水蓄能主要参与发电侧市场
售电侧主要开展电力用户购电竞争
批发市场中，发电环节：主要通过开放发电投资准入、建立电力批发市场、允许发电企业与用户或配售企业开展双边交易等方式引入竞争。

主要有三种模式：全电量电力库模式、双边交易为主，集中交易为辅的模式、集中交易为主，电量市场和容量市场并存的模式。

交易标的不同区分：电能交易、辅助服务交易、输电权交易、绿色证书交易、发电权交易。

抽水蓄能电站可以参与电能交易、辅助服务交易。

中国电力市场改革基本情况
总体思路：“放开两头，监管中间”
“放开两头”指可竞争的发电和售电环节，培育多元化市场主体，逐步放开用户选择权，在电力市场平台实现发电侧和售电侧竞争。

“监管中间”指对于具有自然垄断属性的电网环节。

保持输配一体化经营，保持电网和调度交易统一管理。

电力市场改革实话路径：
起步试点阶段（2017年及以前）深化大用户直接交易试点，放开售电侧
全面推进阶段（2018-2020）因地制宜，推进用户选择权放开和售电侧竞争成熟完善阶段（2020年以后）在保持输电与配电、电网与调度、电网与交
易统一管理的基础上，全部电厂参与竞争，开放用户购电选择权，建设全国统一电力市场，构建统一交易平台。

2020年前后果建成。

全国统一电力市场以实现全国范围资源优化配置为目标，主要开展电能交易、同时履行实时平衡责任，开展辅助服务交易，确保系统安全稳定运行。

同时根据需要开展容量交易、输电权交易、绿色证书交易、金融电能交易等。

抽水蓄能电站可根据自身定位选择参与电能交易、实时平衡、辅助服务等
不同市场阶段的辅助服务市场机制
1、过渡阶段
主要进行电能量交易，不具备开展辅助服务市场的条件，该阶段的辅助服务仍以考核及补偿为主。

基本辅助服务（一次调频、基本调峰、基本无功）不进行补偿；对有偿辅助服务(自动发电控制AGC、有偿调峰、旋转备用、有偿无功调节、黑启动等)进行补偿。

2、成熟市场阶段
基本辅助服务不进行补偿
有偿无或调节和黑启动，适合通过长期的投标拍卖或专门的双边合同获取自动发电控制、有偿调峰、旋转备用，适合在现货市开展交易而提供。

抽水蓄能电站价格机制研究
1、市场化过渡阶段的辅助服务补偿机制
电力市场过渡期，辅助服务市场尚未建立，适应采用考核与补偿的方式获得辅助服务。

抽水蓄能电站可参加电能量市场，通过能量套利获得收益，其它辅助如无功支持、黑启动等，暂时需要通过固定补偿从调度交易部门获得补偿。

（1）电能量，在系统用电低谷时，用较低抽水电价抽水，系统用电高峰时，用较高上网电价发电，获取发电收益，抽蓄在电量市场的收益由发电收益与抽水成本的差值决定。

削峰填谷功能，在参与电能量市场竞争后，会缓解负荷高峰的供需紧张和负荷低谷时的供过于求情况，总体上会降低峰谷电价，降低幅度达10%-30%，可假设负荷高峰与低谷电价的比值控制在1：5倍以内。

经测算，电能量市场获得收益占租赁费比重在20%以内。

（2）调峰，考虑抽蓄快速启动和运营工况可灵活切换的能力。

小结：在电力市场过渡阶段，抽蓄电站参与电能量市场及提供调峰服务所获收益低于所需运行费用的20%。

为降低市场风险，保证对抽蓄电站投资积极性，促进抽蓄健康发展，建议政府将所需运营费用的80-90%与输配电价捆绑，通过销售电价从电力用户疏导。

主要结论与建议
主要结论
1、抽水蓄能电站最重要的功能是安全保障，电站提供的调频、紧急事故备用、黑启动等辅助服务难以定量评估，因此并不适合参与辅助服务市场竞争
2、随着“十三五”“十四五”期间抽水蓄能电站装机规模不断增加，若不建立有效的电价疏导机制，到2030年新增需公司疏导的电站运行费用高达290亿元，将对抽水蓄能电站健康运营和公司效益产生较大影响。

3、在我国单纯依靠电力市场获得的收益难以满足电站运行需求
建议：
（1）电力市场改革过渡期，为避免对抽水蓄能电站运营造成较大冲击，可采取参与电能量竞争、辅助服务固定补偿的模式。

（2）市场成熟期，为规避市场风险，保障抽蓄积极性，政府应将电站投资及运营全部相关费用纳入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。

如无法全部通过销售电价疏导，至少争取独立系统调度机构通过长期合同方式采购紧急事故备用。