eo记者 姜黎

编辑 陈仪方

2021年5月7日，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）（下称《意见》），业内讨论已久的抽水蓄能价格机制尘埃落定。

《意见》指出，以两部制电价政策为主体，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，强化与电力市场建设发展的衔接，进一步完善抽水蓄能价格形成机制。

《意见》主要包括优化抽蓄电站两部制电价政策、明确费用分摊机制、加强抽蓄电站建设运行管理和具体实施安排等内容，并在附录规定了抽水蓄能电站容量电价核定的具体办法。自2023年起，存量及增量抽蓄电站将执行《意见》规定的电价机制。

一位资深电力研究人士认为，构建以新能源为主体的新型电力系统对供应侧和需求侧的调节能力提出了更高也更紧迫的要求，而抽蓄作为目前技术最成熟、经济性最好，同时具备调峰填谷、调频调相、事故备用和黑启动等多种功能的灵活性资源之一，需要尽快落实其价格机制，激励投资。

容量电费纳入输配电价回收

本次发布的《意见》提出，坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策。一方面以竞争性方式形成电量电价，体现抽蓄电站提供调峰服务的价值；另一方面完善容量电价核定机制，体现抽蓄电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值。

《意义》明确建立容量电费纳入输配电价回收的机制，即政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网支付，纳入省级电网输配电价回收。

容量电价将根据《意见》附件《抽水蓄能容量电价核定办法》，在成本调查基础上，对标行业先进水平合理确定核价参数，按照经营期定价法统一核定抽水蓄能容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。

早在2014年，国家发改委就曾发布《关于完善抽蓄电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号），要求在电力市场形成前，对2014年8月1日后投产的抽蓄电站实行两部制电价。电站容量电价和损耗纳入当地省级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。

随着输配电价和电力市场化改革的不断推进，两轮输配电价定价均将抽蓄电站的资产、成本费用剔除在有效资产和定价输配电成本的范围之外。

这导致输配电价核价时在建的抽蓄电站容量电费未全额疏导至销售电价，市场化用户未承担抽蓄电站容量电费，原来在销售电价中已疏导的部分容量电费转为由电网企业承担。此外，2014年前已核定容量电价并采用发、输、用多方分摊模式的抽蓄电站容量费也难以落实“出处”。

在本次《意见》出台之前，有业内人士评价，抽水蓄能电价执行面临的“无路可走”的情况，制约了抽蓄行业的持续健康发展。

多位电力研究者曾提出，抽蓄电站应与其他调节性资源一样，进入市场，参与公平竞争，以服务品种定价。

但也有业内人士指出，目前辅助服务市场尚未成熟，各类品种正循序渐进进入市场，短期内无法一步到位建立所有品种的辅助服务市场。“如果现阶段将辅助服务市场作为抽蓄电站投资回收的唯一渠道，抽蓄电站提供的大部分辅助服务将无法回收成本。”

此外，目前大部分抽蓄电站均由电网公司投资，能源主管部门认为，如果抽蓄电站参与“两个细则”考核或进入辅助服务市场，凭其优越的性能将大幅挤占其他市场主体的份额，影响其他市场主体参与市场的积极性，不利于市场的培育发展。

eo曾报道过，根据2017年电网公司一份关于抽水蓄能价格机制的课题，全球1.5亿千瓦的抽水蓄能电站中，约85%的电站采用电网统一经营方式或租赁制形式解决投资回报问题。另有15%的电站通过参与电力市场竞争获取收入，典型代表如英国、美国的RTO/ISO所覆盖区域。

在英国第一水电公司的抽蓄电站收入中，年度交易中固定收入部分占70%—80%，由英国国家电网予以补偿，并通过附加费的方式向用户疏导；通过参与电能量市场套利获得的变动部分只占20%—30%，这部分也覆盖了电站的抽发损耗。

“对于抽蓄电站，在市场化改革的过渡期，保持两部制价格机制，并纳入输配电价传导回收，是可行性最高的方式。”前述业内人士认为。

强化与电力市场的衔接

根据《意见》，抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本，在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加。

对于现货市场尚未运行的情况，引入竞争机制形成电量电价，即抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，也可委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行，因调度等因素未使用的中标电量按燃煤发电基准价执行。

不过，eo记者注意到，《意见》提出要建立电量电价执行收益分享机制。抽蓄电站在上一监管周期内执行抽水电价、上网电价形成的收益，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时响应扣减，形成的亏损由抽蓄电站承担。

有业内人士认为，对于电量电价部分，《意见》沿用了2014年的提法。从目前的表述看，并不鼓励抽蓄进入市场赚取电量电价。“抽蓄一旦进入市场参与竞争，很可能对市场中现存的调峰机组，如煤电、气电等造成‘降维打击’。”

对于容量电价，《意见》提到，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，以推动电站自主运用剩余机组容量参与电力市场，逐步实现电站主要通过参与市场回收成本、获得收益。

《意见》还要求，电网企业要与非电网投资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，坚持公平公正原则对抽水蓄能电站实施调度，严格执行核定的容量电价和按照规定形成的电量电价，及时结算电费，保障非电网投资主体利益。

电网公司研究人士认为，在电力市场建设成熟期，可以实现抽水蓄能通过市场获取投资回报的经营模式。对于为整个电力系统服务的抽蓄电站，建议由电网企业或电网企业与第三方共同投资建设，可以采用“中长期合同+现货竞价”的投资回收机制；而对于有特定受益主体的抽蓄电站，在接受电网统一调度的前提下，由受益主体自行投资并通过市场获取回报。

此外，如果与其他调节性资源一道进入电力市场，抽蓄容量电价的定价办法也应随之调整。一位业内人士曾指出，要建立容量补偿机制或容量市场，应统筹考虑多种资源，而不是为单一资源定价。