解读 | 《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》的5方面突破

抽水蓄能电站的特点集中体现在四个方面：一是超大容量，电站容量通常在百万千瓦以上，满发小时数一般在6小时以上；二是系统友好，电站启停、变负荷速度快，能提供转动惯量，和各类型辅助服务；三是经济可靠，综合效率在80%以上，技术成熟，安全可靠，寿命在50年以上，现阶段及未来一段时期内较其他储能技术经济性更优；四是生态环保，建设设充分遵照国家生态、环保政策，运行期零排放。

（来源：微信公众号“鄂电价格”ID：edianjiage 作者：张超、刘思佳）

在我国“碳达峰、碳中和”目标下，加快发展抽水蓄能电站，是提升电力系统灵活性、经济性和安全性的重要方式，是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求。

此前，关于抽水蓄能电站运营模式和价格形成机制的政策主要包括以下几项：

《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》（发改能源〔2004〕71号），规定抽水蓄能电站主要由电网企业进行建设和管理，建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定；《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》（发改价格〔2007〕1517号），规定71号文件下发前审批但未定价的抽水蓄能电站由电网企业租赁经营，租赁费经核定，原则上由电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%；《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号），规定电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，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；《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号），将抽水蓄能电站成本费用列为与输配电业务无关的费用，不得计入输配电价回收。

随着我国电力市场化改革、输配电价改革纵深推进，抽水蓄能成本分摊及传导面临较大困难。一是随着发用电计划全面放开，政府目录销售电价的执行范围将缩小至居民、农业等保底用户，该部分用户用电量小、电价承受能力弱，销售电价难以完全承担抽水蓄能电站成本回收。二是输配电准许成本中不包含抽蓄电站容量电费，相关成本无法通过输配电价向市场化用户传导。三是我国电力市场建设尚未成熟，市场机制、交易品种仍在不断完善，无法支撑抽水蓄能电价回收。

针对这些问题，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》形成了以下几个方面的突破。

1.搭建了一整套完整的抽水蓄能电价机制。

一是完善了抽蓄定价机制。一方面是以竞争方式形成电量电价，明确有电力现货时的电量电价按现货市场价格及规则结算；电力现货尚未运行时，鼓励引入竞争性招标采购方式形成电量电价。另一方面，以政府定价方式形成容量电价，制订了抽水蓄能容量电费核定办法，按照经营期定价方法核定容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。针对抽蓄技术及成本特征，综合利用现阶段市场之手和政府之手各自优势，解决了抽蓄电价“如何形成”的问题，有助于科学合理定价、发挥电价信号作用。

二是健全了抽蓄成本回收与分摊机制。对于电量电价，确定了抽水蓄能电量电价执行方式以及抽水电量产生损耗的疏导方式；对于容量电价，明确将抽水蓄能容量电费纳入输配电价回收，并充分考虑了在多个省级电网分摊（为实现更大范围资源优化配置，抽水蓄能电站大多由区域电网调度），以及在特定电源与电力系统间分摊（存在部分抽水蓄能电站同时服务于特定电源和电力系统的情况）等应用场景。建立起的完整的成本回收与分摊机制，解决了电费“如何疏导”的问题，对抽蓄电站健康可持续发展起到保驾护航作用。

2.强化了与电力市场建设发展的衔接。

一是建立了适应电力市场发展的调整机制。为支持抽水蓄能电站积极参与电力市场，提出了适时降低容量电价覆盖设计容量比例的调整机制，以鼓励剩余容量进入市场，从而形成抽蓄容量从政府定价到市场竞价的有效通道，有利于逐步实现更深层次的市场衔接。二是建立了收益分享机制。为进一步调动抽水蓄能提供辅助服务调频、调压等服务积极性，提出将收益的20%留存给抽蓄电站分享。三是提出加快确立独立市场主体地位。明确要求推动抽蓄电站平等参与中长期、现货、辅助服务等市场交易，即对未来主要以市场方式解决抽水蓄能有关问题，形成了可靠的政策预期。

3.设计了容量电价核定的激励性措施。

一是节约融资成本的激励。与省级电网定价办法类似，对于抽蓄电站投建中实际贷款利率低于同期市场利率部分，按50%比例在用户和抽蓄电站之间分享，对电站投建阶段节约融资成本形成激励。二是节省运维费用的激励。运行维护费按照从低到高前50%的平均水平核定，这种不含实际发生成本而按先进成本核定的方式，对于运维成本领先的的抽蓄电站而言有明显的激励作用，运维成本将在长期向先进成本逼近。

4.提出了抽蓄“规划-运行-监管”闭环管理要求。

一是严格抽水蓄能电站规划、建设要求。规划监审总更强调系统性需要、项目经济性、地方承受力等关键参考指标，对抽蓄发展提供边界。二是明确抽蓄运行管理责任。电网及抽蓄电站承担充分发挥抽蓄电站综合效益的责任，要求签订并公开年度调度运行协议。三是加强抽蓄电价执行的监管。要求电网企业单独归集和反映抽水蓄能电价结算信息，并按时报送价格主管部门；对于可用率不达标的抽蓄电站，适当降低下一周期核定电价。以上三个环节的管理规范，是落实电价政策、支持抽蓄发展的重要保障。

5.兼顾了社会资本参与抽蓄建设的积极性。

一是通过严格落实电价政策保障投资主体利益。提出通过签订中长期合同、实施“三公”调度、严格执行两部制电价政策、及时结算电费等方式，调动社会资本参与抽蓄投资建设的积极性。二是确定了较稳定的收益率水平。容量电价核定办法明确，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定，给予了较为稳定的投资回报预期，对社会资本参与到抽水蓄能投资建设起到鼓励作用，有利于实现抽水蓄能产业可持续发展。

《意见》的出台，是落实深化电力体制改革、推进电价机制改革的重要成果，将有力推动抽水蓄能行业发展、加快构建以新能源为主体的新型电力系统建设，为实现“双碳”目标提供重要政策支撑。

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