深度 | 从电价机制看抽水蓄能科学高效发展

在实现“双碳”战略目标和加快构建新型电力系统的背景下，风电、光伏、水电等新能源发电快速发展，在有效降低碳排放的同时，也产生了新能源消纳不充分、影响电力系统稳定运行等问题。抽水蓄能电站能够促进新能源消纳，提升电力系统灵活性和安全性，保障电力供应和电网安全，是解决这些问题的有效途径。

近年来，抽水蓄能电站投资快速增长，国家能源局数据显示，2022年我国抽水蓄能累计装机容量达4579万千瓦，新增装机容量为880万千瓦。完善抽水蓄能电站电价的价格机制对实现抽蓄电站成本费用的回收补偿、促进电站投资建设和优化布局、充分发挥电站功能作用等有重要意义。2021年，国家发展改革委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，进一步完善两部制电价政策，对抽水蓄能的可持续发展和现代能源体系建设意义重大。随着抽水蓄能和新能源的快速发展，抽水蓄能电站电价机制需要进一步健全和完善。

（来源：电联新媒 作者：续维佳 等）

我国抽水蓄能电站电价政策的演变

总体来看，伴随着电力市场化改革的推进和抽水蓄能电站的发展，我国抽水蓄能价格政策的演变可以划分为三个阶段，分别是2014年以前，以电网租赁经营为主的单一价格阶段；2014年至2021年，对两部制电价进行初步探索阶段；2021年至今，两部制电价政策落地实施阶段。

第一阶段（2014年以前）：纳入电网运行费或核定租赁费

2004年，国家发展改革委印发了《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），要求抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定，不单独核定电价。2007年，《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”下发前审批但未定价的抽水蓄能电站，作为遗留问题由电网企业租赁经营，租赁费由国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定。租赁费原则上由电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%。发电企业承担的部分通过电网企业在用电低谷招标采购抽水电量解决，用户承担的部分纳入销售电价调整方案统筹解决。此外，2008年，《关于将抽水蓄能电站“租赁费”改为“容量电费”问题的批复》（发改价格〔2008〕2937号）要求，将浙江桐柏等抽水蓄能电站的“租赁费”统一改为“容量电费”，原核定的标准不变。

这一阶段尚未实施独立的输配电价监管，主要由政府统一制定上网电价和销售电价。抽水蓄能电站作为电网企业的一部分，其建设运营成本通过电网购销价差进行疏导。然而，在这种机制下，抽水蓄能电站资源的利用与收入不直接挂钩，难以调动抽水蓄能电站积极性，无法充分发挥其调峰填谷等作用。

第二阶段（2014~2021年）：两部制电价的初步探索

2014年，国家发展改革委发布《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），初步明确了抽蓄电站的独立价格机制。该通知规定：电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，按照合理成本加准许收益的原则核定。容量电价主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照弥补电站固定成本及准许收益的原则核定。电量电价主要体现抽蓄电站通过抽发电量实现的调峰填谷效益，主要弥补电站抽发电损耗等变动成本，电价按当地燃煤机组标杆上网电价执行。此外，电网企业向抽水蓄能电站提供的抽水电量价格，按燃煤机组标杆上网电价的75%执行。电力市场化前，抽蓄电站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。该项通知确立了抽蓄电站两部制价格机制，为推动抽蓄电站投资主体多元化和电价市场化奠定了重要基础。

2016年，国家发展改革委印发了《省级电网输配电价定价办法（试行）》，提出抽水蓄能电站不得纳入电网企业可计提收益的固定资产范围。2019年，《输配电定价成本监审办法》出台，规定抽水蓄能电站费用不得计入输配电定价成本。

这一阶段，容量电价按照成本加合理收益核定，与发电量无关。抽水蓄能电站参与电力辅助服务处于探索期，电站的经济收益未充分体现。同时，受抽蓄电站效率的限制，电量电价获取的收益也十分有限。此外，输配电价的成本核定不包含抽水蓄能电站费用，抽蓄电站的成本费用疏导成为难题。

第三阶段（2021年至今）：两部制电价政策正式落地

2021年4月，国家发展改革委发布《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），要求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。

“633号文”规定，电量电价体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值，用于回收抽水、发电的运行成本。在电力现货市场运行的地方，抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。反之，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并按中标电价执行，上网电价按燃煤发电基准价执行。由电网企业提供的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。两部制电价中的容量电价体现抽水蓄能电站提供辅助服务的价值，用以回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。容量电价的核定方法为在成本调查基础上，对标行业先进水平合理确定核价参数，按照经营期定价法核定，并随输配电价监管周期同步调整。

2023年5月，国家发展改革委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号），核定了全国48座抽水蓄能电站容量电价，要求电网企业合理安排抽水蓄能电站运行，与电站签订年度调度运行协议，严格执行核定的抽水蓄能电站容量电价。这一阶段两部制电价正式落地实施。

“633号文”的出台，在我国抽水蓄能电站电价机制形成过程中具有里程碑意义。一方面，两部制价格适应了当前我国电力市场建设尚不完善、机制尚不健全的发展阶段，以激励性监管的方式核定容量电价，明确了内部收益率、经营期等定价参数，在节约融资成本、运维费用等方面设计了电价核定的激励性措施，明确了电价的疏导方式，为高投资额的抽水蓄能电站提供了成本回收保障，有利于确保电力系统的安全稳定运行。另一方面，两部制电价在电量电价形成中体现了市场机制的作用，建立了收益分享机制，有利于鼓励和引导多元化主体参与投资建设抽水蓄能电站，与未来电力市场化改革政策形成有效衔接。

抽水蓄能电价面临的难点问题

抽水蓄能电站投资建设布局不够合理，密集建设或将推高终端价格

当前，抽水蓄能电站投资建设快速发展，各地抽蓄电站密集上马。一些市县往往只考虑抽水蓄能投资带来的经济效益和拉动地方经济发展的积极作用，而没有充分考虑投资的必要性以及未来对终端电力价格的影响。一些地方选址未充分考虑本地区电力负荷的实际需求和电力系统发展进程，造成规划项目与发展需求不匹配，或将推高终端价格水平，加大终端用户用能成本压力。

抽水蓄能容量电费分摊机制需进一步健全

目前，抽水蓄能容量电费分摊机制还不够健全。为实现更大范围的资源优化配置，部分抽蓄电站同时服务多个省级电网（如浙江天荒坪抽蓄电站同时服务华东电网三省一市），容量电费在各省的分摊方式尚未明确，主要由国家发展改革委组织相关省区协商确定分摊比例，同时由电站运营产生的税收问题未进行考虑，导致一些省份对容量电费的分摊存在较大分歧。

虽然政策规定对于同时服务于特定电源和电力系统的抽水蓄能电站，应根据项目核准文件，明确机组容量分摊比例。然而，如何确定该分摊比例没有明确的规定。不同电源的特性不同，特别是风电、光伏等新能源发电，随机性、波动性、间歇性特征较强，科学合理制定分摊比例需要综合考虑多种因素。此外，容量电费通过电网输配电价回收，最终会传导至终端用户，而是否所有用户都应分摊容量电费、分摊比例如何确定还有待进一步研究。

抽水蓄能对辅助服务的效益难以准确计量

辅助服务在抽水蓄能定价机制中还未得到完全体现，电站功能难以在辅助服务市场中量化。抽水蓄能电站提供的调频、调相以及针对紧急事故备用、黑启动等辅助服务，是以保障系统稳定运行与事故后及时恢复为首要目的，对电力系统安全稳定运行的作用和意义重大。然而，辅助服务的效益较难量化确定，抽蓄电站的辅助服务补偿标准有待完善。另外，抽水蓄能电站辅助服务的受益对象众多，包括新能源、火电等各类电源以及电网和用户，具有普遍性和广泛性，成本在不同受益对象间的分摊有待研究。

抽水蓄能电站投资成本及功能差异较大，现行价格政策难以充分体现约束激励政策

抽水蓄能电站受站点、地址、地形等因素影响，电站个体差异性较大，一些地区条件优越，电站的投资建设及运维成本相对较低。然而，一些地区特别是西北地区，为解决新能源大量并网稳定性问题而建设抽水蓄能电站，但电站的天然条件较差，有些需要补水以满足抽发电需求，加大了投资运营成本。因此，不同地区不同条件下投资建设的抽水蓄能电站成本差异较大。同时，不同区域抽水蓄能电站发挥的功能作用也不尽相同，如东北、西北地区新能源比重较高，抽蓄电站主要发挥安全保障和促进新能源消纳的功能，华东、华北地区是重要的负荷中心、相对密集的特高压落点，抽水蓄能电站还应发挥支撑特高压发展、提高电能质量等作用。然而，目前的成本价格核定方式是在全国范围内建立统一的行业参数，未考虑不同抽蓄电站投资成本及功能作用差异等因素。

现行政策中，运行维护费率的核定方法是通过运行维护费除以固定资产原值计算，按在运电站费率从低到高排名前50%的平均水平核定，未充分考虑装机规模、机组数量对电站实际运维费的影响，也未考虑不同省区社会平均工资客观差异对运维费的影响。

“新能源+抽蓄”模式下的抽水蓄能电站定价机制尚不明确

随着新能源占比逐渐提高的新型电力系统建设的推进，太阳能和风能等新能源进入快速发展时期。然而，光伏、风电作为间歇性可再生能源，其大规模并网会对电力系统造成冲击，影响电力系统的安全稳定运行。同时，为解决新能源消纳难题，减少弃光弃风，一些地方在对新能源项目进行核准审批时，要求按一定比例配置储能设施以形成微电网。然而，在目前的“新能源+抽蓄”模式下，抽蓄电站的投资和运维费难以直接通过用户进行回收，相关定价机制尚未明确，因此很多投资企业仍处于观望状态。

抽水蓄能调度权归两大电网公司，管理调度仍需优化完善

现行价格政策中，通过核定容量电费并利用输配电价回收，对各抽蓄电站进行了补偿。目前，参与辅助服务市场以及执行抽水电价、上网电价形成的电量电费的收益分享机制规定，收益的20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定容量电价时相应扣减，这形成了抽水发电和参与辅助服务越多、收入越多的收益机制。在区域内可调用的抽水蓄能电站较多的情况下，由于抽水蓄能调度权在国家电网和南方电网公司，对于其他投资主体而言存在一定的未能公平竞争的质疑。

完善抽水蓄能电价机制的相关建议

强化统一规划，优化成本审核引导合理投资

加强抽水蓄能电站的统一规划，实现抽水蓄能电站建设的有序进行。结合电源结构和布局、电网发展、负荷特点及全国联网等因素，确定抽水蓄能电站的合理比重、布局和建设时序。进一步优化成本监审制度设计，引导抽蓄电站合理投资，促进抽水蓄能行业健康良性发展。对管理费用、办公用房等成本费用适当引入竞争机制，对电站优化设计节约的投资成本，探索制定合理的激励机制，将节约部分按照一定比例在电力用户和抽蓄电站之间进行分享。对于未充分考虑地方发展情况盲目投资的省份，应设置相应主管部门追责制度，避免将投资风险转嫁给电力用户。此外，明确抽水蓄能电站核准依据，对项目立项进行严格把关，除了审核总造价外，进一步针对项目功能、利用价值等，全面确定立项费用。

细化抽蓄容量成本分摊机制

建议按照“谁受益、谁承担”的原则合理进行容量电费的分摊。目前，我国大部分抽水蓄能电站由区域网调进行调度，随着省际抽水蓄能调峰互济力度加大，受益范围不仅包含抽水蓄能电站所在省份，还包括该区域的其他省份。建议将容量电费的分摊范围扩大到该区域内所有受益省份，缓解抽水蓄能电站布局集中省份的成本分担压力，并按受益范围和程度进行分摊。

建议制定抽水蓄能电站效益补偿和成本分摊方法细则，规范效益补偿及分摊的计算方法及合理性分析，提供规范化、标准性的技术要求和方案，由水利、电力等相关部门进行论证。

建立健全抽水蓄能电站市场化交易机制

建议充分发挥电力市场资源配置作用，鼓励通过市场手段形成抽蓄相关价格。在辅助服务市场中，充分考虑抽蓄电站提供的调频、调相、爬坡辅助服务以及保护环境、稳定社会等价值，制定符合电力市场化改革方向的辅助服务定性和定量相结合的评价体系，推动抽水蓄能机组参与辅助服务市场，设计差异化交易品种，使抽水蓄能机组的各类服务功能具有对应的受益主体，体现动态效益。在保证电站运营的基础上，探索对不同种类的辅助服务分别制定合理的价格机制，最大程度地发挥电站服务能力，尽量多出力，提升可用量。

加快建立健全市场体系，逐步引导抽水蓄能机组更加充分地参与市场竞争，充分体现抽水蓄能电站的市场价值。在中长期市场中，构建促进消纳的配套市场机制，鼓励抽蓄电站作为新型主体参与省内或跨省区分时段中长期交易，解决新能源的波动性、间歇性问题；在现货市场中，充分发挥市场在电量电价形成中的作用，已开展电力现货市场试运行的省区，允许抽水蓄能参与现货交易并按市场价格结算。

进一步完善抽水蓄能电站标准体系建设

我国在规划设计、工程建设和运行管理方面已逐步形成抽水蓄能技术标准体系，但随着抽水蓄能电站进入新发展阶段，其经济性评价标准也需不断优化调整。

首先，结合新型电力系统特点和发展规划，加快抽水蓄能电站分布研究，强化抽水蓄能电站规划调整技术规范、调度运行规程等方面的标准体系建设，使抽水蓄能电站规划、设计、建设、运行更加规范化。对于抽水蓄能与新能源、其他电源联合协调运行的情况，单独制定相关标准。其次，综合考虑各地抽水蓄能发展需求、资源禀赋和电价承受能力，探索在不同区域建立差异化标准成本，研究制定分区域、分调节性能的抽水蓄能标杆容量电价，引导降本增效。再次，探索考虑装机总容量的运行维护费率计算方式，同时合理体现各省区之间人工、物价水平差异。一方面更加客观反映运维管理水平，引导行业科学合理降低运维费，避免加大工程投资以提高运维费计算基础的问题；另一方面通过差异系数反映各省区社会平均工资差异，更加全面反映不同省区抽水蓄能电站的运维成本。此外，建立完善抽水蓄能综合评价机制，设立奖惩机制，对抽水蓄能功能发挥进行考核，推动运营管理水平的整体提升。

加强不同抽蓄电站运营机制的定价模式研究

当前，我国电力市场中风电、光伏正在大规模、高比例开发建设，新型电力系统中的不稳定性将大幅增加。抽水蓄能电站在新型电力系统中与新能源配合的运行模式为电网安全稳定提供了重要保障，目前定价机制中尚未明确其定价方式。建议深入开展抽蓄电站运营机制创新研究，探索“新能源+抽蓄”“核电+抽蓄”等运行方式的价值机理和效益实现形式，从受益对象等角度分析不同调度情况对定价机制的影响。

不断优化和完善抽水蓄能电站调度机制

随着电力市场化改革的深入，大量社会资本进入抽蓄电站，进入电力市场。抽水蓄能的调度应由电力主管部门进行严格监管，对电网企业调度情况进行考核，引导合理调用。逐步建立健全抽水蓄能与新能源消纳的灵活调用机制，调度机构应以最大化消纳新能源、确保电网安全、优化综合成本为目标，根据电力保障的范围、调度容量等选择最优调度，而非从权属上进行优先调度。随着电力体制改革的逐步深入，不断优化调度机制，以数字电网建设为载体，建立智能调度的策略，促进形成更加公平规范的市场竞争，推进全国统一电力市场的建设。