文/ 瓦叔
这个接近万亿元投资空间的市场，将正式摆脱亏损的境遇，迈入可持续发展的正轨。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》，明确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，着力提升电价形成机制的科学性、操作性和有效性，充分发挥电价信号作用。
这个听起来较为晦涩的政策，用一句话总结，就是国家正式给抽水蓄能进行了定位，并让抽水蓄能投资方有利可图。作为中国最大的抽水蓄能投资方，国网新源控股有限公司董事长、党委书记侯清国认为，新价格机制有力推动抽水蓄能加快发展。按照侯清国的理解，新的政策中，经营期定价法核定容量电价，明确了资本金内部收益率等核价参数，畅通了电价疏导渠道，提出了确保电站平稳运营保障投资主体利益措施，有利于投资主体获得稳定的投资预期，能够充分发挥电价引导作用，调动各方面积极性，加快推进我国抽水蓄能健康有序高质量发展。抽水蓄能容量电价核定办法规定，电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按
6.5%核定。虽然这并不是一个较高的收益率，但是已经明确改变了抽水蓄能的亏损状态。国家电网公司内部曾经表示，平均建设一个抽水蓄能电站将亏损3个亿。要看清此次政策的重要性，就要了解抽水蓄能的发展历史。
在第一轮电力改革前，由于电网与电站由电力公司统一投资建设并运营，电网不区分输送电能的服务和保障安全调节的辅助服务，抽蓄成本计入电网运营成本统一核算，由电网通过销售电能向电力用户统一回收。电改实施后，抽蓄电站从电网剥离，抽蓄电站的成本也从电网服务成本中剥离出来。抽蓄电站不计入输配电价回收。由于抽水蓄能具有调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动等“六大功能”，在保障大电网安全、促进新能源消纳、提升全系统性能作用巨大，在运营中仍严格按照电网调度发布的指令时时提供辅助服务。事实上，抽蓄电站的成本费用是电网辅助服务成本的重要部分，辅助服务从输配电服务中区分开后，辅助服务费政策并未及时制定实施，从而导致电网辅助成本费用传导受阻。因为市场化用户享受了抽蓄电站提供的系统安全服务，但承担的上网电价和输配电价中均不包含抽蓄成本；居民、农业等非市场化用户执行目录电价，无法承担新建的抽蓄电站成本。这导致抽水蓄能投资方无法从市场化用户端回收抽蓄电站运营的固定成本。过去大部分抽蓄电站都是由电网投资，因此电网只能用输配电费获得的利润垫付抽蓄电站费用。在抽水蓄能规模尚小的时候，电网还能通过其他方面的利润进行弥补，但是随着规模越来越大，加上几轮电价下调，电网再也无力承担。这就是为何2019年国家电网曾经发布《关于进一步严格控制电网投资的通知》，建议不安排新的抽水蓄能建设项目。但是伴随新能源并网规模的进一步扩大，电力系统对于抽水蓄能以及其他储能的需求不断提高，国网不得不继续进行投资。尤其是今年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议，对碳达峰、碳中和工作作出部署，明确了实现碳达峰、碳中和的基本思路和主要举措，强调要构建以新能源为主体的新型电力系统。同时，国家“十四五”规划和2035年远景目标纲要指出，要构建现代能源体系，提升清洁能源消纳和存储能力。随着能源体系向清洁低碳安全高效转型，电力系统运行特性将发生显著变化，需要配备足够的灵活调节电源和储能设施，加大加快抽水蓄能开发建设更加迫切。没有足够多的储能设施，就无法构建以新能源为主体的新型电力系统，更无法实现碳达峰、碳中和战略目标。此次会议召开4天后，3月19日国家电网迅速提出，“十四五”期间，将在新能源集中开发地区和电力负荷中心新增建设抽水蓄能电站装机2000万千瓦以上，投资规模超过1000亿元。从中长期来看，这些规模还远远不够。按照全球能源互联网发展合作组织预测，到2030年我国抽水蓄能电站规模将达到1.13亿千瓦装机，到2060年将达到1.8亿千瓦装机。而截至2020年底，我国抽水蓄能装机只有3149万千瓦。这意味着，未来还有1.5亿千瓦装机空间，按照单位千瓦造价5000-7000元计算，总投资额在9000亿元左右，接近万亿。如果按照既有的政策，抽水蓄能项目建的越多，亏损的就越多，无法持续。因此，国家发改委开始研究完善抽水蓄能价格形成机制。此次新的政策就明确了抽水蓄能电价定价和疏导政策，为抽水蓄能电站加快发展、充分发挥综合效益、助力实现双碳目标创造了更加有利的条件。抽水蓄能政策机制基本得以解决，接下来就会出台与之相仿的电化学等新型储能政策。4月21日，国家发改委、国家能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，其实已经给出了相似的政策建议。
比如征求意见稿就提出，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，将储能的容量价值显性化，对于形成储能行业成熟的商业模式意义重大，对于提升电力供应充裕度也有非常重大的作用。
同时提出“研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”，对于将能够延缓电网投资的储能进入输配电价留下了一定空间。
相信伴随政策的不断完善，抽水蓄能以及包括电化学储能在内的新型储能市场，都将迎来爆发式增长的态势。
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附文件全文：
各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委，国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：
抽水蓄能电站具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，是电力系统的主要调节电源。近年来，我委逐步建立完善抽水蓄能电价形成机制，对促进抽水蓄能电站健康发展、提升电站综合效益发挥了重要作用，但随着电力市场化改革的加快推进，也面临与市场发展不够衔接、激励约束机制不够健全等问题。为贯彻落实党中央、国务院关于深化电力体制改革、完善价格形成机制的决策部署，促进抽水蓄能电站加快发展，构建以新能源为主体的新型电力系统，经商国家能源局，现就进一步完善抽水蓄能价格形成机制提出以下意见。
今后一段时期，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，对保障电力供应、确保电网安全、促进新能源消纳、推动能源绿色低碳转型具有重要意义。现阶段，要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，着力提升电价形成机制的科学性、操作性和有效性，充分发挥电价信号作用，调动各方面积极性，为抽水蓄能电站加快发展、充分发挥综合效益创造更加有利的条件。
（一）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，抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本。
1.发挥现货市场在电量电价形成中的作用。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。抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加（下同）。
2.现货市场尚未运行情况下引入竞争机制形成电量电价。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，因调度等因素未使用的中标电量按燃煤发电基准价执行。抽水蓄能电站上网电量由电网企业收购，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。
3.合理确定服务多省区的抽水蓄能电站电量电价执行方式。需要在多个省区分摊容量电费（容量电价×机组容量，下同）的抽水蓄能电站，抽水电量、上网电量按容量电费分摊比例分摊至相关省级电网，抽水电价、上网电价在相关省级电网按上述电量电价机制执行。
（二）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。
1.对标行业先进水平合理核定容量电价。我委根据《抽水蓄能容量电价核定办法》（附后），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。上一监管周期抽水蓄能电站可用率不达标的，适当降低核定容量电价水平。
2.建立适应电力市场建设发展和产业发展需要的调整机制。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，促进抽水蓄能电站健康有序发展。
（一）建立容量电费纳入输配电价回收的机制。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。与输配电价核价周期保持衔接，在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费。在第二监管周期（2020～2022年）内陆续投产的抽水蓄能电站容量电费，在核定第三监管周期（2023～2025年）省级电网输配电价时统筹考虑。
（二）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，上一监管周期内形成的相应收益，以及执行抽水电价、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相应扣减，形成的亏损由抽水蓄能电站承担。
（三）完善容量电费在多个省级电网的分摊方式。根据功能和服务情况，抽水蓄能电站容量电费需要在多个省级电网分摊的，由我委组织相关省区协商确定分摊比例，或参照《区域电网输电价格定价办法》（发改价格〔2020〕100号）明确的区域电网容量电费分摊比例合理确定。已经明确容量电费分摊比例的在运电站继续按现行分摊比例执行，并根据情况适时调整。
（四）完善容量电费在特定电源和电力系统间的分摊方式。根据项目核准文件，抽水蓄能电站明确同时服务于特定电源和电力系统的，应明确机组容量分摊比例，容量电费按容量分摊比例在特定电源和电力系统之间进行分摊。特定电源应分摊的容量电费由相关受益主体承担，并在核定抽水蓄能电站容量电价时相应扣减。
（一）加强抽水蓄能电站建设管理。抽水蓄能电站建设应充分考虑电力系统需要、站址资源条件、项目经济性、当地电价承受能力等，统一规划、合理布局、有序建设，未纳入相关建设规划的项目不得建设。
（二）强化抽水蓄能电站运行管理。电网企业、抽水蓄能电站要着眼保障电力供应、确保电网安全、促进新能源消纳等，合理安排抽水蓄能电站运行，签订年度调度运行协议并对外公示，充分发挥抽水蓄能电站综合效益。国家能源局及其派出机构要进一步加强对抽水蓄能电站利用情况的监管和考核，对抽水蓄能电站作用发挥不充分的，及时责令改正，并依法进行处理。各地也要加强对抽水蓄能电站的运行管理。
（三）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，坚持公平公开公正原则对抽水蓄能电站实施调度，严格执行我委核定的容量电价和根据本意见形成的电量电价，按月及时结算电费，保障非电网投资主体利益，调动社会资本参与抽水蓄能电站建设的积极性。
（四）推动抽水蓄能电站作为独立市场主体参与市场。各地价格主管部门、能源主管部门要按照职能分工，加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位，推动电站平等参与电力中长期交易、现货市场交易、辅助服务市场或辅助服务补偿机制。
（五）健全对抽水蓄能电站电价执行情况的监管。电网企业要对抽水蓄能电站电价结算单独归集、单独反映，于每年4月底前将上年度抽水蓄能电站电价执行情况报相关省级价格主管部门和我委（价格司）。
（一）本意见印发之日前已投产的电站，执行单一容量制电价的，继续按现行标准执行至2022年底，2023年起按本意见规定电价机制执行；执行两部制电价的，电量电价按本意见规定电价机制执行，容量电价按现行标准执行至2022年底，2023年起按本意见规定电价机制执行；执行单一电量制电价的，继续按现行电价水平执行至2022年底，2023年起按本意见规定电价机制执行。
（二）本意见印发之日起新投产的抽水蓄能电站，按本意见规定电价机制执行。
现行规定与本意见不符的，以本意见为准。
附件：抽水蓄能容量电价核定办法