抽水蓄能价格新规出台 有力支撑碳达峰碳中和目标

核心提示 抽水蓄能是目前最成熟的储能技术路线，对促进我国实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和目标，构建以新能源为主体的新型电力系统具有重要意义。日前，国家发改委出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（以下简称《意见》）。《意见》明确了一直以来困扰抽水蓄能电站发展的一系列机制问题，有利于更好发挥抽水蓄能作用，促进抽水蓄能吸引社会资本投资建设，推动抽水蓄能产业健康可持续发展，为服务碳达峰、碳中和目标，构建新型电力系统提供有力支撑。

与欧美、日本等发达地区和国家相比，我国抽水蓄能发展起步较晚。到20世纪90年代后期，仅有广蓄、天荒坪、十三陵等少数几座大型电站建成投产。2000年左右，由于多地出现电力调峰容量短缺，抽水蓄能迎来建设高峰，桐柏、泰安、宜兴等一批大型抽水蓄能电站陆续开工建设。

近年来气候问题日益突出，世界各国将大力发展新能源作为应对气候变化、保障能源安全、推进能源转型的重要抓手。随着我国新能源发电大规模并网、负荷峰谷差拉大以及远距离输电技术发展，抽水蓄能电站作为一种具有启动灵活、调节速度快等优势的调峰及储能电源，在促进间歇性清洁能源消纳、缓解系统负荷峰谷矛盾、保障电网安全稳定运行等方面发挥着越来越重要的作用。

在碳达峰、碳中和目标下，我国新能源将迎来跨越式发展。经测算，零碳情景下，预计2020～2030年我国新能源发电装机年均增长1.1亿千瓦，2030年总量将达到16.5亿千瓦。为保障新能源电量消纳和电力系统安全稳定运行，抽水蓄能亟待优先发展。在此背景下，《意见》的出台恰逢其时，将从根本上保障和促进抽水蓄能的可持续发展，助力我国碳达峰、碳中和目标的实现。

两部制定价机制保障抽水蓄能电站稳定运营，引导抽水蓄能功能充分发挥

科学的价格机制要能够合理弥补成本，同时也应具备有效的信号引导作用。从国外来看，绝大多数抽水蓄能电站定价机制仍处于不同程度的政府管制之下，仅有不足6%的抽水蓄能电站进入了自由竞争的电力市场。

其原因主要在于：竞争性的电力批发市场将引导市场价格逼近短期边际成本，这对于抽水蓄能电站这种高资本成本、低运营成本（不含抽发损耗）的设施非常不利，仅通过电能量市场难以回收成本；另一方面，充分体现抽水蓄能电站综合技术优势的产品设计非常困难，使得抽水蓄能电站的价值在辅助服务市场中也难以得到充分体现。即使进入完全自由竞争市场的抽水蓄能电站，比如英国部分电站，仍需要与调度签订专属中长期辅助服务协议。

从我国抽水蓄能电站功能作用来看，一方面，抽水蓄能电站的建设是保障大电网安全运行、满足清洁能源大规模开发和电网调峰所必需的，因此当前及今后一段时期，抽水蓄能电站发展应成为优先发展的“刚需”。通过合理的价格机制，切实保障抽水蓄能电站获得合理收入水平，是吸引抽水蓄能投资并确保电站稳定运营的先决条件。另一方面，在现阶段的政府定价和未来电力市场建设进程中，抽水蓄能电站价格机制的设计必须确保其在促进高比例清洁能源消纳、保障大电网安全、应对电网峰谷差等方面效用的充分发挥，必须有利于区域电网对电站进行有效的调度，保障电力系统的安全稳定运行。

现阶段，我国抽水蓄能电站还不具备完全推向市场的条件。我国电力市场的建设还不够完善，仅有部分试点省份建立了现货市场并启动了连续模拟试运行，电力辅助服务市场仍处于初级发展阶段，产品种类仍不健全，抽水蓄能电站直接推向市场还不具备足够的条件。因此在当前阶段，两部制电价是一种用以回收抽水蓄能电站成本的合理价格机制。

《意见》明确，抽水蓄能电站执行两部制电价。电量电价体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值，抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本；容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。

《意见》还明确，以竞争性方式形成电量电价，以激励性监管的方式核定容量电价。在有现货市场的地方，电量电价按现货市场价格及规则结算；无现货市场的地方，抽水电量可由电网企业提供，电价按燃煤发电基准价的75%执行，鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，按中标价执行抽水电价，抽水蓄能电站发电电价按燃煤发电基准价执行。容量电价的确定以经营期定价法为核心，以对标行业先进水平、考核可用率的方式引入激励性因素，并根据电力市场建设发展情

况适时对容量电价覆盖比例进行调整。

通过两部制的价格模式，抽水蓄能电站在调峰、备用、容量充裕性等方面的多元价值能够充分反映，作为确保电力系统安全、稳定、经济运行的公共产品的功能发挥得到保障；而电量电价更多以竞争性方式形成，能一定程度上体现抽水蓄能电站低谷抽水、高峰发电的特性。此外，两部制价格机制组合使用了市场化方式和激励性管制方式，既能激发抽水蓄能电站追求精准投资、高效运营的积极性，又能避免过高的亏损风险导致电站建设无法推进。这也为日后电化学、氢能等其他储能的电网侧应用提供了借鉴。

容量电费疏导纳入输配电价，在多个省级电网分摊，能够更好地体现公平性

《意见》明确，政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收；无现货市场的地方，电网企业提供抽水电量产生的损耗在核定省级电网输配电价时统筹考虑；抽水蓄能电站容量需要在多个省级电网分摊的，由国家发改委组织协商确定分摊比例。此外，《意见》明确，抽水蓄能电站同时服务于特定电源和电力系统的，应明确容量分摊比例，在特定电源和电力系统之间分摊，特定电源分摊的容量电费由相关受益主体承担。

抽水蓄能容量电费疏导和分摊问题一直是抽蓄电站定价的难点。

一是容量电费由谁承担问题。容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值。辅助服务是为了确保整个电网安全、稳定、经济运行，提供的服务具有公共产品的性质，其相关费用应向所有受益的用户回收。在我国电力市场完善前，特别是容量市场、长周期辅助服务市场建立前，通过输配电价疏导容量电费，能够体现抽水蓄能电站辅助服务的功能价值。这是当前合理的且具有可操作性的容量电费疏导方式。

二是容量电费在多省分摊问题。当前我国抽水蓄能电站主要在区域电网层面接受调度并发挥更大范围的功能和作用，其容量电费应按照受益程度以合理比例在省级电网进行分摊，然后通过各省级电网输配电价向所有用户收取。

此外，抽水蓄能电站同时服务特定电源和电力系统的，容量电费按照容量分摊比例在特定电源和电力系统之间进行分摊，也体现了“谁受益，谁承担”的公平性原则。

与市场建设相衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场，体现了政策的方向性

《意见》中多处体现了与电力市场建设的衔接。一是有现货市场地区电量电价按照现货市场价格执行；二是抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，上一监管周期内形成的相应收益，以及执行抽水、上网电价形成的收益，抽水蓄能电站可以分成，亏损则由电站全部自行承担；三是提出容量电费调整机制，适应电力市场建设和产业发展的实际需要，适时降低或根据抽水蓄能电站主动要求，降低政府核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例。

《意见》在与市场衔接方面的设计意义重大，明确了管制性定价的过渡意义——未来还是应该由市场决定资源配置。这符合我国电力市场化改革的方向，为未来在条件具备时鼓励抽水蓄能电站参与电力市场指明了政策方向。

保障非电网投资抽水蓄能电站平稳运行，维护了多元化投资主体的利益

《意见》明确提出电网与非电网主体投资建设的抽水蓄能电站签订规范的中长期购售电合同、按照公平公开公正原则对电站实施调度、严格执行发改委核定的容量电价和根据《意见》形成的电量电价、按月及时结算电费等具体措施。

明确对非电网主体所投资抽水蓄能电站的政策，有利于维护多元化投资主体的利益、调动全社会各方力量参与抽水蓄能电站建设。这可以极大加速抽水蓄能电站的建设发展，保障支撑实现碳达峰、碳中和目标所需的储能服务供应。

（作者单位：国网能源研究院财会与审计研究所）