抽水蓄能定价趋向市场化

国家能源投资集团技术经济研究院

段敬东 刘长栋

4月30日，国家发展改革委印发了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，这是继2014年7月国家发展改革委印发《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》后，国家价格主管部门再次对抽水蓄能电站价格政策进行完善与调整，是在碳达峰、碳中和目标和构建以新能源为主体的新型电力系统背景下，促进抽水蓄能可持续发展的重要价格政策文件。

坚持两部制电价政策为主体

推动抽水蓄能电站进入市场

此次抽水蓄能价格政策的总体思路是坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，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，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。

完善电量电价形成机制，以竞争性方式形成电量电价。电量电价体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值，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，抽蓄电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算；在电力现货市场尚未运行的地方，抽水蓄能电站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，鼓励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。

上述规定体现了抽水蓄能电量电价可计量可分割的特点，具备引入竞争性定价机制的基础，可与未来电力体制市场化改革进程协同推进，通过收益分享机制，也可充分调动抽水蓄能电站和电网参与市场化改革的积极性。

完善容量电价核定机制。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。

对标行业先进水平，合理核定容量电价。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。

适应电力市场建设发展进程和产业发展实际需要，适时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。

新的容量电价核定办法，克服了以往以发电量评价抽水蓄能价值的误区，回归了以抽水蓄能功能定位科学评价其价值的轨道。

健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式，建立容量电费纳入输配电价回收的机制。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，在核定省级电网输配电价时统筹考虑。

建立相关收益分享机制。鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制。对服务多省区的抽水蓄能电站，明确了容量电费在多省间、特定电源和电力系统间的分摊原则和分摊方式，解决了地方在抽水蓄能电费分摊上的难题。

保障非电网投资抽水蓄能电站平稳运行。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。

抽水蓄能电站装机占比1.4%

社会资本参与程度低

截至2020年，我国抽水蓄能电站投运总装机规模3179万千瓦，在建总装机规模5243万千瓦，投运抽蓄电站装机占比仅为全部电力装机的1.4%。

2016~2019年，我国新开工抽蓄电站装机容量为3183万千瓦，仅为“十三五”规划目标的53.1%；2019年底投产总装机3029万千瓦，仅为“十三五”规划的75.7%。我国已有抽蓄电站主要分布在华东、华北、南方电网等自然资源较好、经济发达、用电负荷高的地区，西北等新能源占比高、外送基地集中地区暂无已投运抽水蓄能电站。

投资主体单一，社会资本参与程度低。目前，我国大约90%的已建抽蓄电站由电网企业建设，国网区域是国网新源公司、南网区域是调峰调频公司独资或控股建设，而由发电企业控股的抽蓄电站仅2个在建，地方国企控股已投运、在建的抽蓄电站仅有4个。

我国抽蓄电站建设滞后于规划目标、社会参与程度低的原因，有站点选址困难，前期设计论证与开发建设周期长等因素，但最主要的在于电价疏导机制的不健全。早在2014年，国家发展改革委就曾发布《关于完善抽蓄电站价格形成机制有关问题的通知》，提出实行两部制电价，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。2016年，国家发展改革委公布《省级电网输配电价定价办法（试行）》，明确抽蓄电站是与省内共用网络输配电业务无关的固定资产。之后，输配电价定价时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，抽蓄电站容量电费无法全额疏导至销售电价。

文章来源：《长江技术经济》 网址: http://www.cjjsjj.cn/zonghexinwen/2021/0610/851.html