现阶段，国家正加快构建“清洁低碳、安全高效”的能源体系，积极发展清洁能源并提升能源综合利用效率和协调发展水平，着力推动能源高质量发展。抽水蓄能电站作为新型能源供给体系的重要组成部分，尤其在高比例可再生能源的电力系统，其平抑风光波动性、反调峰特性的优势愈发凸显。但受政策因素（《省级电网输配电价定价办法》）影响，原有抽水蓄能电站执行两部制电价、容量电价通过输配电价向销售侧疏导的经营模式已难以为继。根据现有的政策取向判断，未来抽水蓄能电站以独立主体参与电力市场竞争并以此获得相应收入将是其运营的新常态。
由于现阶段我国电力现货市场的建设尚未大规模推开，在现实背景下，面对抽水蓄能电站在转型过渡期的实际经营困境，多种可能的破局方案被相继提出。这其中，通过辅助服务市场解决抽水蓄能电站的生存问题是获得广泛关注的一种备选方案。本文即针对这一热点方案，从抽水蓄能的主要功能、辅助服务与抽水蓄能的匹配性角度出发，探讨通过辅助服务解决抽水蓄能电站生存问题这一路径的可行性。
抽水蓄能电站的主要功能
通常而言，抽水蓄能电站的主要功能包括调峰填谷、调频、备用和调相等。从调用的频次角度分析，在系统运行中最常用到的功能主要是以调峰、调频两大类为主。
其中，调峰填谷是指抽水蓄能电站在用电高峰期间发电，在用电低谷期间抽水填谷，可以改善燃煤火电机组和核电机组的运行条件，保证电网稳定运行。
调频则是为了保证电网稳定运行，电网需要具备随时调整发电出力的能力，以适应用户负荷的变化，因此，电网所选择的调频机组必须快速灵敏，随负荷瞬时变化而调整出力。抽水蓄能电站机组具有迅速而灵敏的开、停机性能，特别适宜于调整出力，因此，能很好地满足电网负荷急剧变化的要求。
成熟市场环境下抽水蓄能电站的主要收入来源
如前所述，抽水蓄能电站在系统运行中最常见的功能即是调峰以及调频等。根据成熟竞争性电力市场的实际经验，作为单独主体参与市场的抽水蓄能电站，其收入主要来自于参与电能量市场（峰谷价差）及辅助服务市场（主要是指调频及备用服务）的获益。如在英国电力市场中，抽水蓄能电站获取收入主要通过双边交易、平衡市场和辅助服务市场完成。从其典型抽水蓄能电站的实际财务收支情况来看，不少抽水蓄能电站由于调节性能方面的优势，其在市场竞争中的盈利还是相当可观的。
考虑到在国内尚未大规模推进现货市场，基于市场形成的发电侧分时价格体系尚未建立。调峰服务、调频以及备用的调用目前仍主要在辅助服务框架下开展，因此，国外抽水蓄能电站盈利所依赖的调峰、调频、备用等品种貌似都可以在我们现有的辅助服务框架下找到相对应的品种与踪迹。那这是否意味着失去原有稳定成本疏导机制保护的抽水蓄能电站，可以参照国外经验，将其就此推入我国现行的辅助服务市场呢？
完全依赖辅助服务破题不具备实际可操作性
为了理性地剖析这个问题，需要从两个角度来加以分析：我国现行辅助服务中的调峰、调频等与国外成熟市场中的相应品种所实现的功能是否真的一致？如果真的一致，抽水蓄能的成本都从辅助服务市场回收，又是否可行？
首先针对第一个问题，调频、备用等服务的明确界定尽管说国内外存在一定差异，但总体而言，其实现的功能还是相近的，这也是目前达成普遍共识的一种认识。存在比较大争议的主要是调峰服务。从调峰服务的界定来看，尽管从名称上来讲，国内辅助服务中的调峰品种与成熟电力市场中依靠市场价格实现调峰的说法十分相近，但两者的区别也十分明显：在国外电能量市场中，调峰的实现主要是通过市场形成稀缺价格信号，引导发电企业在负荷高峰时段多发电、低谷时段少发电。在这样的市场中，抽水蓄能电站可以在每日通过低谷时段买入、高峰时段售出的策略获得价差收入；而目前国内辅助服务中的调峰主要是解决负荷低谷时段发电负荷压降困难的问题，采用的是正向激励方式，即在负荷低谷时段当系统有需求且机组可降低出力，就可获得一定补偿。这与国外低谷时段通过低电价迫使机组降低出力的反向激励方式存在较明显差异，且存在两个方面内容的缺失：一是缺失了负荷高峰时段的正向激励信号；二是峰谷价差在现货市场中是每天都会存在，只要系统运行，抽水蓄能电站就可以借助这一稳定的机制获得相应收入，但辅助服务中的调峰则不同，它只有在系统低谷发电负荷实在压降不下去的时段才会启用，更类似于系统的急救措施，而非常规操作手段（尽管在某些地区，由于负荷率偏低的问题，调峰服务调用非常频繁，但从认识上还是不宜将其认知为一种常规操作），抽水蓄能电站靠这种偶发性事件获得稳定收入的预期是难以实现的。
因此，从实现功能角度来看，现有国内辅助服务中的调峰与国外电能量市场中价格引导市场成员调峰的机制还是存在明显差异的。将抽水蓄能电站应该从电能量市场回收的那部分成本全部纳入辅助服务范畴回收存在机制上不对应、经营风险较大等问题。
而针对第二个问题，现有辅助服务费用的分摊机制能否支撑高额的抽水蓄能电站费用也需要加以谨慎的审视。为了理性辨析这一问题，需要先对现有辅助服务分摊机制的由来及原理进行剖析。
现阶段辅助服务处于发电侧零和博弈阶段，即先根据调用规则计算需要获得的辅助服务补偿总量，再将所需补偿的费用向各发电主体分摊，本质上更接近于发电侧利益的二次分配。这一分摊方式从我国辅助服务设立之初即未改变过，但辅助服务实施的外部环境却与机制设立之初发生了较大变化。在辅助服务规则设立之初的2006年，由于当时发电侧上网标杆电价政策已出台（2004年），且上网电价的核定是基于全口径成本形成的，这其中也包含了当时由于机组参与辅助服务造成的增量成本，在这一条件下，采用发电侧分摊的方式从原理上来讲是合理的。
但随着新能源的大规模发展，由于新能源固有的调峰、调频缺陷，系统调用辅助服务的频次已较当年有大幅度提升，使得现阶段机组的运行工况已与14年前发生较大变化。而与此同时，后续多次燃煤标杆电价调整中，更多的是考虑工程造价成本、煤价变化因素的影响，对运行工况的调整可能并未考虑在内。因此，发电侧分摊机制设立的重要外部条件在现在这一时期已不再适用。因此，从合理性角度分析，需要对原有辅助服务费用分摊的零和政策进行一定的调整。
因此，结合前述分析，若将抽水蓄能电站加入辅助服务补偿范围、并意图使其在辅助服务市场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过输配电价（或销售电价）回收，在辅助服务分摊规则制订时显然未将这部分成本纳入（参照某抽水蓄能电站容量价格，增加一座抽水蓄能电站，辅助服务总分摊费用增加约6亿元）。因此，在辅助服务分摊政策已然积重难尽的困境下，再将抽水蓄能的成本回收纳入必然存在加大辅助服务补偿力度、引发争议的问题。
受政策因素影响，原有抽水蓄能电站执行两部制电价、容量电价通过输配电价向销售侧疏导的经营模式已难以为继，需要寻找新的经营模式加以破局。针对业内普遍关注的通过辅助服务市场解决抽水蓄能电站生存问题的方案，从辅助服务与抽水蓄能的匹配性、辅助服务分摊机制现状来看仍存在诸多不合理之处，全部依赖于辅助服务破题并不具备实际的可操作性。但不可否认的是，在电力市场改革的过渡阶段，由于政策腾挪空间有限，采用这一方式在一定程度上补偿抽蓄电站成本也不失为一种不得以的无奈之举。
