目前，西北弃风、弃光现象严重，由于用电负荷特性与风力发电负荷特性不一致，低谷时段弃风现象尤为严重，甚至影响电网运行。华中四省每省均有一个120万千瓦容量的抽水蓄能电站（简称抽蓄电站），在满足本网调峰调频等辅助服务需要的情况下，还有一定的富余能力可用于消纳西北低谷富余新能源。利用华中抽蓄电站富余能力消纳西北新能源，作为一种交易创新模式，将西北弃风电量转换为华中电网高峰电能，实现节能减排，得到各方的认可和支持，并成功应用于交易实践，取得了很好的效果，但同时还有一些问题需要进一步探讨和完善。
华中电网利用抽蓄电站消纳西北新能源交易情况
2017年5月，在各方的共同努力下，利用灵宝直流低谷时段剩余输电空间，通过北京交易平台开展了利用华中抽蓄电站跨区消纳西北低谷新能源的首次交易。截至到8月底，共组织了3次此类交易，抽蓄交易电量总共成交2.1亿千瓦时，其中甘肃送出1.16亿千瓦时、新疆送出0.94亿千瓦时，湖北消纳1.36亿千瓦时、江西消纳0.74亿千瓦时。
华中抽蓄电站消纳西北新能源交易电量全部为低谷新能源电量，交易时段为22时至次日8时，由国网湖北、江西电力分别代理，作为湖北白莲河、江西洪屏抽蓄电站抽水电量。
抽蓄电站消纳西北新能源交易国网湖北、江西电力的购电价格为253元/兆瓦时（落地价），西北新能源电厂上网价格150元/兆瓦时。根据政府价格主管部门核定的跨区跨省输电交易价格为123 元/兆瓦时。为促进西北电力外送，交易输电价格下浮18%，输电价格为101.06 元/兆瓦时。
抽蓄电站消纳西北新能源交易效益分析
华中电网利用抽蓄电站消纳西北新能源交易电量2.1亿千瓦时，按照抽蓄电站“抽四发三”的效率计算，西北低谷新能源电能替代华中高峰火电1.575亿千瓦时，按发电标准煤耗320克/千瓦时计算，相当于节约标煤5.04万吨，减少二氧化碳排放12.3万吨，社会效益明显。
从企业效益来看，西北新能源发电企业参与本次交易减少弃风，增加两部分收入：交易收入21000×0.15=3150万元，可再生能源补贴收入11600×（0.45-0.2978）+9400×（0.4-0.25）=3173万元，合计增加收入6323万元。
湖北省电力公司弥补抽发损失：13600×0.75×0.3981-13600×0.253=619.82万元
江西省电力公司弥补抽发损失：7400×0.75×0.3993-7400×0.253=343.92万元
因此，开展利用抽蓄电站消纳西北新能源交易，实现了社会效益和企业效益双赢。
华中抽蓄电站消纳西北新能源交易中存在的问题
虽然利用抽蓄电站消纳西北新能源交易取得了一定成效，但还处于探索阶段，存在以下问题：
抽蓄电站运营成本巨大，主要由所在地承担
抽蓄电站运营成本巨大，华中区内现有4座装机均为120万千瓦的抽蓄电站，分别为湖北白莲河、河南宝泉、湖南黑糜峰、江西洪屏抽蓄电站，每年固定的容量费用都在5亿元左右（洪屏为2016年新投电站测算年容量费用为7亿元，见下表）。
根据国家有关文件规定，执行容量电费政策的抽蓄电站，政府主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则，核定抽水蓄能电站的年容量费，不另行核定电价。采用容量电费模式的抽蓄电站，电网公司对其一般采用租赁方式，按核定容量电费支付费用并承担相应的抽发损耗。华中电网内宝泉、白莲河、黑麋峰抽蓄电站都采用容量电费方式，此外，我国大多数抽蓄电站均采用该模式，这实际上是一种单一制容量电价机制。
对于容量费用的消化与承担比例，政策规定，容量费用原则上由电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%。其中，发电企业承担的部分通过电网企业在用电低谷招标采购抽水电量解决；用户承担的部分纳入销售电价调整方案统筹解决。
2014年7月，国家发改委出台了《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制的通知》（发改价格[2014]1763号），提出在电力市场形成前，抽蓄电站实行两部制电价，电网企业向抽蓄电站提供的抽水电量，电价按当地燃煤机组标杆的75%执行；鼓励通过市场方式确定电价，在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽蓄电站项目业主、电量、容量电价、抽水电价和上网电价；电力市场化前，抽蓄电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。
河南宝泉抽蓄电站年容量电费已落实，其中电网50%、用户25%通过销价疏导落实，发电企业25%通过招标解决。
湖北白莲河、湖南黑糜峰抽蓄电站年容量电费中发电企业承担的25%部分一直没有得到落实。但湖北省电力公司全额支付了白莲河抽蓄电站容量费用。湖南省电力公司因这部分费用没有从发电企业中收取到，一直没有支付黑糜峰抽蓄电站年容量电费中发电企业承担的25%部分。
江西洪屏抽蓄电站4台机组于2016年3月陆续投产，其电价模式及具体收取方式还没有得到政府的正式批复，测算上报年容量电费7亿元左右，抽水电量价格按江西火电标杆电价的75%执行，发电上网价格按江西火电标杆电价结算。江西省电力公司已提出通过市场化方式从省内或省外采购抽水电量的建议，但没有得到江西省能源局的批准，江西省能源局目前的答复将会在江西电网输配电价改革方案中一并考虑。
根据抽蓄电站电价政策及输配电价改革方案，电网企业承担50%、用户承担25%，即75%的容量费用都通过输配电价的形式，由所在省用户承担。
华中抽蓄电站采用租赁经营模式，抽发损耗由省电力公司承担
华中抽蓄电站都由省电力公司租赁经营，抽发损耗由省电力公司承担，这意味着抽蓄电站用得越多，抽发损耗越大，省电力公司成本支出越多。
近年来，国家能源局组织各地电网企业研究在各个地区建立电力市场辅助服务考核和补偿机制，华中地区的能源监管机构也分别根据电力系统运行情况出台实施了电力市场辅助服务机制的“两个细则”，根据考核政策的规定，发电厂所有考核费用全部用于补偿提供辅助服务的电厂，以省（市）为单位实行收支平衡，辅助服务补偿费用不足部分按各电厂实际上网电量比例分摊，富余部分按考核电量等比例返还。实际上，有偿辅助服务费用是在电厂间相互支付，电网不承担成本也不获得盈利。
“两个细则”特别规定“电网公司所属电厂参与考核，不参与结算”，而华中电网区域抽蓄电站多为电网租赁运营，因此，华中区域抽蓄电站无法从辅助服务中获得任何经济补偿。
2015年以前，华中电网抽蓄电站都由所在地省电力公司负责调度，抽蓄电站是一种快捷有效的调峰调频手段，但也是一种“奢侈”的工具，要用4千瓦时低谷电能换3千瓦时高峰电能。从减少公司成本的角度出发，省级调控中心一般都把开启抽蓄电站作为最后调峰措施，能不用则尽量不用，因此，2015年及之前华中境内抽蓄电站利用率与设计相比，相对较低。
根据国家电网公司要求，从2016年1月1日起，华中电网内主要抽蓄机组纳入华中分部统一调度，并要求按设计利用小时数运行，导致抽蓄电站利用率大幅度提高，抽发损耗成本大幅度增加，给省电力公司造成较大经营压力。2016年，宝泉、白莲河、黑麋峰、洪屏完成发电量分别为20.01、10.01、16.02、3.01亿千瓦时，同比分别增加10.84、5.73、9.77、3.01亿千瓦时。四个电厂合计完成发电量49亿千瓦时，较上年同期增加29.4亿千瓦时。按照抽蓄电站抽发损耗及当地火电标杆电价计算，2016年，华中四家省电力公司比上年增加抽蓄电站抽发损耗成本合计4.63亿元。
根据国家电网公司2017年抽蓄电站发电量年度计划，华中分部统一调度的四个抽蓄电站年抽发损耗电量成本预计为5.44亿元，比2016年增加0.81亿元（江西洪屏的四台机组全部投运，2017年增加抽发损耗电量成本1.4亿元）。
抽蓄电站实际运用曲线与交易曲线存在不一致的问题
华中抽蓄电站消纳西北新能源交易时段为22时至次日8时，共10小时，但抽蓄电站抽水时间不固定，根据电网运行需要确定，一般低谷时段抽水时间只有2～3小时；前面所述3次交易送湖北、江西电力为10～20万千瓦，而抽蓄电站单台机组启动抽水功率为30万千瓦，客观上存在抽蓄电站实际运用电力和时间与交易曲线不一致的问题。从西北新能源电厂实际发电情况来看，可能也存在与交易曲线不一致的问题。
相关建议
利用华中抽蓄电站消纳西北新能源交易作为一种新型交易模式，还处于探索阶段，需要进一步明确规则，规范运行。基于这种交易模式所取得的节能减排的社会效益及相关方共赢的效果，在规范此类交易时首先需要一种积极支持的基本态度，其次要鼓励提升相关方的积极性，最后是实事求是地进行规范。为此提出以下建议：
一是华中电网内抽蓄电站首先用于本网调峰、调频及黑启动等辅助服务，保障电网安全，只有富余能力才能用于区外新能源消纳。抽蓄电站的容量电费占其运营成本的大部分，主要由所在省承担，根据权责一致的原则，抽蓄电站首先用于保障自身电网的运行安全，只有抽蓄电站有富余能力的情况下，根据抽蓄电站所在省电力公司的意愿开展此类交易。
新能源消纳的责任主体在新能源所在省，利用华中抽蓄电站消纳西北新能源是一种市场行为，不能变为一种强制手段，否则就是本末倒置。
二是通过市场化方式组织跨区新能源交易。利用华中抽蓄电站消纳西北新能源交易要按市场化方式组织，充分调动各方的积极性，实现多赢。由于华中地区抽蓄电站采用租赁经营，抽发损耗由省电力公司承担，因此，此类交易购电方为抽蓄电站所在省电力公司，购销价差收入用于补偿抽发损耗。根据4千瓦时低谷电能换3千瓦时高峰电能抽发关系，此类交易落地价应不高于抽蓄电站所在省火电标杆电价或平均上网电价的3/4。
三是建立“电量库”，签订开口协议。华中抽蓄电站实际运用电力曲线与利用抽蓄电站消纳西北新能源交易的电力曲线不一致，西北新能源电厂实际发电曲线也存在与交易曲线不一致的问题。如果拘泥于交易曲线与送受端电力曲线一致的话，交易将无法开展，必须分别在送受两端电网建立交易“电量库”，购、售、输各方签订开口协议，约定交易电量和价格，按月进行电量清算和结算。发电侧、受电侧分别由调度机构进行实时运行开展新能源电厂发电计划和抽蓄机组抽发计划的执行工作。
四是完善和规范交易方式。建议能源监管机构组织相关方制定抽蓄电站消纳新能源交易规则，做到有章可循。同时明确各级行政部门在保障自身电网安全的情况下，不得阻碍新能源跨区跨省消纳，促进新能源更大范围消纳和实现节能减排。
