中國儲能網(wǎng)訊：構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，是黨中央高瞻遠(yuǎn)矚、審時度勢作出的重大決策部署，是實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標(biāo)的必由之路。
隨著具有強隨機性、波動性、間歇性的新能源大規(guī)模、高比例接入電網(wǎng)，電力電量在空間和時間維度上的平衡難度將大幅增加。新型電力系統(tǒng)帶來的新挑戰(zhàn)之一是新能源成為主體電源后如何實現(xiàn)和保障不同時間維度的電力電量平衡，這迫切需要通過發(fā)展不同功能定位的儲能來提升系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)和電能存儲能力。
作為目前技術(shù)最為成熟、運行最為可靠、成本最具經(jīng)濟性且生態(tài)環(huán)保效益最為明顯的大規(guī)模儲能方式，抽水蓄能電站具有啟停時間短、調(diào)節(jié)速度快、工況轉(zhuǎn)換靈活的特性，可以有效解決新能源發(fā)電運行過程中的電力不穩(wěn)定問題，將其轉(zhuǎn)化為系統(tǒng)友好、安全可靠的穩(wěn)定電力輸出，被喻為電網(wǎng)的“調(diào)節(jié)器”“穩(wěn)壓器”和“平衡器”，已經(jīng)成為電力系統(tǒng)越來越稀缺的調(diào)節(jié)資源。
可以說，抽蓄電站是以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)極為重要的組成部分，也是服務(wù)“雙碳”目標(biāo)、推動能源低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展的重要支撐。
近年來，我國抽蓄電站投運規(guī)模持續(xù)擴大，對保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和新能源消納發(fā)揮了至關(guān)重要的作用。在本輪電力體制改革以前，我國已經(jīng)先行探索了多種抽蓄電站的運營管理模式和價格形成機制，但部分政策未能真正落地，如投資主體多元化進展不如人意，發(fā)電企業(yè)應(yīng)承擔(dān)的25%租賃費一直未能實施，通過輔助服務(wù)市場疏導(dǎo)成本暫不具備實施條件，導(dǎo)致抽蓄電站投資主體單一、電價形成機制尚未完全理順，投資回報難以保證。2015年新一輪電力體制改革以來，電力市場化建設(shè)持續(xù)推進、輸配電價改革不斷深入，抽蓄電站成本被認(rèn)定為“與輸配電業(yè)務(wù)無關(guān)的費用”，“不得計入輸配電定價成本”，但對該費用如何疏導(dǎo)并無明確規(guī)定，新投產(chǎn)和已投產(chǎn)未疏導(dǎo)的抽蓄電站面臨經(jīng)營困局，抽蓄行業(yè)的可持續(xù)健康發(fā)展受到一定影響。2021年5月，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號，以下簡稱633號文），引發(fā)能源行業(yè)高度關(guān)注。633號文的出臺，對于促進抽蓄電站的可持續(xù)健康發(fā)展，進一步提高電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)資源有效供給，加快構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，可謂恰逢其時、意義重大、影響深遠(yuǎn)。
國外抽蓄電站運營模式及電價機制
全球抽蓄電站總裝機規(guī)模約1.5億千瓦，主要分布在美國、歐洲、日本等經(jīng)濟發(fā)達國家（占比80%左右）。從國外抽蓄電站運營模式和電價機制來看，可以分為三類：
一是電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營方式（內(nèi)部核算制）。抽蓄電站作為電網(wǎng)組成部分，類似其他輸變電資產(chǎn)，沒有獨立電價。
二是租賃方式（單一容量價格）。第三方投資建設(shè)抽蓄電站，由電網(wǎng)租賃，相關(guān)費用納入電網(wǎng)統(tǒng)一核算，再通過銷售電價一并疏導(dǎo)。
三是電力市場競爭模式。抽蓄電站多由獨立發(fā)電公司投資建設(shè)，通過參與電能量市場和輔助服務(wù)市場獲取收益，但市場上所獲收入僅能覆蓋其成本的20%～30%，還需要簽訂中長期合同通過黑啟動、無功調(diào)節(jié)等服務(wù)才能解決投資回報問題。
目前，85%的抽蓄電站采用前兩種方式，只有不到15%通過參與電力市場競爭來獲取收益回報。
美國：電價機制主要有三類：一是內(nèi)部核算制。抽蓄電站成本計入電網(wǎng)運營成本統(tǒng)一核算，電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)的抽蓄電站經(jīng)營模式大多采用該模式。二是租賃制。電網(wǎng)企業(yè)租賃抽蓄電站，租賃費由電站投資成本、運行管理成本以及合理的投資利潤組成。三是電力市場競爭。加州建立了獨立于電能量市場之外的競爭性輔助服務(wù)市場，抽蓄電站可以靈活參與這兩種市場，以獲得最大收益。
英國：電價機制為兩部制上網(wǎng)電價。抽蓄電站收入主要包括兩部分：第一部分為固定部分，即容量補償，約占抽蓄電站總收入的70%～80%，由電網(wǎng)企業(yè)予以補償并向用戶側(cè)疏導(dǎo)；第二部分為變動部分，約占抽蓄電站總收入的20%～30%，抽蓄電站通過參加電能量市場競爭獲得，但會因時段、報價的不同而波動。
法國：電價機制主要是內(nèi)部核算制。法國電力公司統(tǒng)一建設(shè)、管理和運營抽蓄電站，按照電網(wǎng)調(diào)度運行，沒有獨立電價。
日本：電價機制主要有兩類：一是內(nèi)部核算制。日本十家電力公司是發(fā)、輸、配、售垂直一體化的體系結(jié)構(gòu)，電力公司內(nèi)部下屬的抽蓄電站采用內(nèi)部核算制，沒有獨立電價。二是租賃制。第三方投資建設(shè)抽蓄電站，在經(jīng)營上全部采用電力公司租賃經(jīng)營模式，租賃費按補償成本、合理盈利、公平負(fù)擔(dān)的原則，通過用戶側(cè)銷售電價疏導(dǎo)。
我國抽蓄電站運營模式及電價機制
運營現(xiàn)狀
截至2020年底，我國抽蓄電站在運共30余座、總裝機容量3179萬千瓦，在建共30余座、總裝機容量5243萬千瓦，均主要分布在華北、華東和南方區(qū)域。雖然我國抽蓄電站在運、在建裝機規(guī)模均位居世界第一，但抽蓄裝機容量占電源總裝機容量比例僅為1.4%，而歐洲、日本等發(fā)達國家一般在4%～8%，與國外先進水平相比我國仍有較大差距。當(dāng)前，我國抽蓄行業(yè)發(fā)展正面臨重要的窗口期、機遇期。
今年上半年，國家能源主管部門、能源電力央企相繼出臺一系列政策、措施，積極推動抽蓄行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。國家能源局印發(fā)《2021年能源工作指導(dǎo)意見》，明確提出開展全國新一輪抽蓄電站中長期規(guī)劃，加快一批抽蓄電站建成投產(chǎn)，推進一批抽蓄電站核準(zhǔn)開工建設(shè)。國家電網(wǎng)公司發(fā)布服務(wù)碳達峰碳中和、構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、加快抽蓄電站開發(fā)建設(shè)等重要舉措，提出“十四五”期間力爭在新能源集中開發(fā)地區(qū)和電力負(fù)荷中心新增建設(shè)抽蓄電站裝機2000萬千瓦以上，投資規(guī)模超過1000億元。南方電網(wǎng)公司發(fā)布《建設(shè)新型電力系統(tǒng)行動方案（2021～2030年）白皮書》，提出“十四五”和“十五五”期間分別投產(chǎn)500萬千瓦和1500萬千瓦抽蓄電站?？梢?，未來我國抽蓄電站發(fā)展需求將持續(xù)增長，投產(chǎn)規(guī)模將大幅提升，預(yù)計2030年我國抽蓄電站裝機規(guī)模將達到1～1.2億千瓦，發(fā)展前景十分廣闊。
政策體系
規(guī)劃建設(shè)和投資管理方面的政策主要有：《關(guān)于抽水蓄能電站建設(shè)管理有關(guān)問題的通知》（發(fā)改能源〔2004〕71號），明確要求抽蓄電站建設(shè)實行區(qū)域統(tǒng)一規(guī)劃，主要由電網(wǎng)企業(yè)建設(shè)和管理。發(fā)電企業(yè)投資建設(shè)的抽蓄電站，作為獨立電廠參與電力市場競爭?！冻樗钅茈娬窘ㄔO(shè)工作座談會議紀(jì)要》（國能新能〔2009〕233號），明確由水電水利規(guī)劃設(shè)計總院、國家電網(wǎng)公司和南方電網(wǎng)公司、地方政府共同做好抽蓄電站建設(shè)布局的研究和規(guī)劃工作。《關(guān)于進一步做好抽水蓄能電站建設(shè)的通知》（國能新能〔2011〕242號），明確要求原則上由電網(wǎng)企業(yè)有序開發(fā)、全資建設(shè)抽蓄電站，杜絕電網(wǎng)企業(yè)與發(fā)電企業(yè)（或潛在發(fā)電企業(yè)）合資建設(shè)抽蓄電站項目；嚴(yán)格審核發(fā)電企業(yè)投資建設(shè)抽蓄電站項目。《關(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號）和《關(guān)于促進抽水蓄能電站健康有序發(fā)展有關(guān)問題的意見》（發(fā)改能源〔2014〕2482號），要求進一步規(guī)范和落實抽蓄電站建設(shè)管理體制，有序推進抽蓄電站市場化改革；抽蓄電站以電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)全資建設(shè)和管理為主，逐步建立引入社會資本的多元市場化投資體制機制；在具備條件的地區(qū)，鼓勵采用招標(biāo)、市場競爭等方式確定抽蓄電站項目業(yè)主?！蛾P(guān)于鼓勵社會資本投資水電站的指導(dǎo)意見》（國能新能〔2015〕8號），明確要求未明確開發(fā)主體的抽蓄電站，可通過市場方式選擇投資者?！冻樗钅芤?guī)劃工作座談會議紀(jì)要》（國能綜新能〔2016〕30號），再次強調(diào)項目核準(zhǔn)建設(shè)必須堅持以規(guī)劃為指導(dǎo)，按照國家主導(dǎo)、統(tǒng)一組織的原則，由國家能源局統(tǒng)一組織開展抽蓄電站選點規(guī)劃，并委托水電總院負(fù)責(zé)具體技術(shù)指導(dǎo)。綜上，我國抽蓄電站規(guī)劃建設(shè)和投資管理政策可歸納為：規(guī)劃政府管，水電總院、電網(wǎng)公司參與；投資逐步市場化，投資主體招標(biāo)競爭確定。目前，我國90%的在運、在建抽蓄電站由電網(wǎng)企業(yè)獨資或控股投資建設(shè)。近年來，非電網(wǎng)企業(yè)也在積極介入項目開發(fā)和前期工作。
成本回收和價格機制的政策主要有：《關(guān)于抽水蓄能電站建設(shè)管理有關(guān)問題的通知》（發(fā)改能源〔2004〕71號），明確抽蓄電站建設(shè)和運行成本納入電網(wǎng)運行費用統(tǒng)一核定?！蛾P(guān)于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知》（發(fā)改價格〔2007〕1517號）進一步細(xì)化規(guī)定，71號文下發(fā)后審批的抽蓄電站，由電網(wǎng)企業(yè)全資建設(shè)，不再核定電價，其成本納入電網(wǎng)運行費用統(tǒng)一核定；71號文下發(fā)前審批但未定價的抽蓄電站，作為遺留問題由電網(wǎng)企業(yè)租賃經(jīng)營，租賃費按照補償固定成本和合理收益的原則核定。核定的抽蓄電站租賃費原則上由電網(wǎng)企業(yè)消化50%，發(fā)電企業(yè)和用戶各承擔(dān)25%。《關(guān)于進一步做好抽水蓄能電站建設(shè)的通知》（國能新能〔2011〕242號），再次強調(diào)抽蓄電站建設(shè)運行成本納入電網(wǎng)運行費用?！蛾P(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號）和《關(guān)于促進抽水蓄能電站健康有序發(fā)展有關(guān)問題的意見》（發(fā)改能源〔2014〕2482號），明確在電力市場形成前，抽蓄電站實行兩部制電價。其中，容量電價按照彌補抽蓄電站固定成本及準(zhǔn)許收益的原則核定，逐步對新投產(chǎn)的抽蓄電站實行標(biāo)桿容量電價。電量電價主要彌補抽蓄電站抽發(fā)電損耗等變動成本，電價水平按當(dāng)?shù)厝济簷C組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(含脫硫、脫硝、除塵等環(huán)保電價)執(zhí)行。抽水電量電價按燃煤機組標(biāo)桿上網(wǎng)電價的75%執(zhí)行。容量電費和抽發(fā)損耗納入省級電網(wǎng)運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。綜上，由于建設(shè)時間和適用政策不同，我國抽蓄電站成本回收和價格機制可歸納為：電網(wǎng)內(nèi)部核算電價、單一電量制電價、單一容量制電價（租賃制）和兩部制電價四類。目前，我國90%的在運抽蓄電站采用單一容量制電價（租賃制）和兩部制電價。
存在問題
價格政策未能嚴(yán)格落實。一是發(fā)改價格〔2007〕1517號文提出的發(fā)、輸、用多方分?jǐn)偝樾铍娬咀赓U費（電網(wǎng)企業(yè)消化50%，發(fā)電企業(yè)和用戶各承擔(dān)25%）原則未嚴(yán)格執(zhí)行。雖然個別抽蓄電站應(yīng)由發(fā)電企業(yè)承擔(dān)的25%租賃費通過低谷電量招標(biāo)進行了疏導(dǎo)，但總體來說規(guī)模不大，進展減緩。二是發(fā)改價格〔2014〕1763號文提出的電價疏導(dǎo)機制未完全理順。由于抽蓄項目情況千差萬別，全國實行標(biāo)桿容量電價難度較大，具體的操作規(guī)則和方法一直未出臺。三是發(fā)改能源〔2014〕2482號文提出的電價疏導(dǎo)機制未嚴(yán)格落實。國內(nèi)大多數(shù)調(diào)頻輔助服務(wù)市場和“兩個細(xì)則”均未將抽蓄電站納入其中，通過輔助服務(wù)市場疏導(dǎo)機制的實施條件還不成熟。目前，國內(nèi)2015年以后新投產(chǎn)的抽蓄電站電價均未獲得國家價格主管部門批復(fù)，暫執(zhí)行省級價格部門審核的臨時兩部制電價。
價格機制有待進一步完善?！遁斉潆姸▋r成本監(jiān)審辦法（試行）》（發(fā)改價格〔2015〕1347號）和《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法（試行）》（發(fā)改價格規(guī)〔2016〕2711號），抽蓄電站被認(rèn)定為“與省內(nèi)共用網(wǎng)絡(luò)輸配電業(yè)務(wù)無關(guān)”，“不得納入可計提收益的固定資產(chǎn)范圍”。2019年修訂印發(fā)的新版本《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2019〕897號）和《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2020〕101號）繼續(xù)堅持這一原則，抽蓄電站被認(rèn)定為“與電網(wǎng)企業(yè)輸配電業(yè)務(wù)無關(guān)的費用”，“不得計入輸配電定價成本”。兩輪輸配電價核定時，均將抽蓄電站的資產(chǎn)、成本費用剔除在有效資產(chǎn)和定價輸配電成本的范圍之外，沒有納入輸配電價。目前電網(wǎng)企業(yè)普遍在購電成本中解決抽蓄電站的容量電費或成本回收問題，并作為銷售電價調(diào)整因素進行疏導(dǎo)。但存在以下問題：市場化交易采用價差傳導(dǎo)模式時，用戶側(cè)銷售電價是在目錄電價基礎(chǔ)上調(diào)整，而目錄電價調(diào)整時考慮了電網(wǎng)企業(yè)購電成本影響，從而對電網(wǎng)企業(yè)影響不大；但市場化交易采用順價模式時，用戶側(cè)電價是在發(fā)電側(cè)交易電價基礎(chǔ)上，順加輸配電價（含線損及交叉補貼）、政府性基金及附加等得出，各環(huán)節(jié)均未考慮電網(wǎng)企業(yè)購電成本，從而本應(yīng)市場化用戶承擔(dān)的部分抽蓄電站成本全部轉(zhuǎn)移至電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)。
對《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》的解讀
633號文從促進我國抽蓄電站加快發(fā)展的角度出發(fā)，為“雙碳”目標(biāo)要求下構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)提供了政策保障。633號文內(nèi)容十分豐富，其亮點主要在承接過往抽蓄電站發(fā)展的相關(guān)政策基礎(chǔ)上，進一步理順了抽蓄電站電價形成機制，將原有“政府核定電量電價及容量電價”的兩部制電價機制改進為“以競爭性方式形成電量電價，并將容量電價納入輸配電價回收”的新型抽蓄電站價格形成機制，解決了長久以來影響抽蓄行業(yè)發(fā)展的成本疏導(dǎo)問題，并且提出建立與電力市場建設(shè)發(fā)展相銜接的機制。在規(guī)劃建設(shè)和投資管理、成本回收和價格機制方面，具體來說，主要有以下幾點：
鼓勵社會資本積極參與抽蓄電站投資建設(shè)。一般認(rèn)為，抽蓄屬于競爭性業(yè)務(wù)，其投資主體應(yīng)該多元化。隨著我國市場化改革、技術(shù)進步及市場主體準(zhǔn)入管制的放松，抽蓄電站的投資主體已經(jīng)不限于電網(wǎng)企業(yè)。為調(diào)動社會資本參與抽蓄電站投資建設(shè)的積極性，633號文提出通過簽訂中長期合同、實施“三公”調(diào)度、嚴(yán)格執(zhí)行兩部制電價政策、及時結(jié)算電費四項約束性措施，保障非電網(wǎng)抽蓄電站業(yè)主的合理權(quán)益。此外，容量電價核定辦法明確，經(jīng)營期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率按6.5%核定，穩(wěn)定了社會資本投資收益的可預(yù)期性。
構(gòu)建考慮功能定位和服務(wù)范圍的容量電費分?jǐn)倷C制。抽蓄電站能夠為電力系統(tǒng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)相、儲能、系統(tǒng)備用和黑啟動六大功能服務(wù)，有效保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行、提升新能源利用效率，使電力系統(tǒng)及用戶廣泛受益，屬于電力系統(tǒng)公共服務(wù)產(chǎn)品范疇。當(dāng)前管理體制下，電網(wǎng)企業(yè)代表電力系統(tǒng)及用戶向抽蓄電站購買電力服務(wù)并支付服務(wù)費，并不等于抽蓄電站成本進入輸配電價，而應(yīng)是受益主體承擔(dān)相應(yīng)費用。雖然633號文繼續(xù)遵循了抽蓄電站成本不得計入輸配電定價成本的原則，但也提出可以納入省級電網(wǎng)輸配電價回收，從頂層機制設(shè)計層面為抽蓄電站容量電費的合理疏導(dǎo)提供了保障路徑。此外，按照“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，633號文提出了合理的分?jǐn)偨Y(jié)構(gòu)，即對于服務(wù)于區(qū)域電網(wǎng)的抽蓄電站，容量電費在多個省級電網(wǎng)的分?jǐn)偱c區(qū)域電網(wǎng)容量電費的分?jǐn)傁嘟y(tǒng)一，對于服務(wù)于特定電源和電力系統(tǒng)的抽蓄電站，容量電費按容量分?jǐn)偙壤谔囟娫春碗娏ο到y(tǒng)之間進行分?jǐn)偂?
體現(xiàn)容量電價核定的激勵機制。對于抽蓄電站投建中實際貸款利率低于同期市場利率部分，按50%比例在用戶和抽蓄電站之間分享，對節(jié)約融資成本有明顯的激勵作用。運行維護費按照從低到高前50%的平均水平核定，對于運維成本先進的抽蓄電站有明顯的激勵作用。這些收益分享機制安排，體現(xiàn)了經(jīng)濟學(xué)機制設(shè)計理論中的激勵相容原則，有利于促進抽蓄電站可持續(xù)健康發(fā)展。
強化與電力市場建設(shè)的有序銜接。633號文規(guī)定，以競爭方式形成電量電價，明確有電力現(xiàn)貨時的電量電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結(jié)算；電力現(xiàn)貨尚未運行時，鼓勵引入競爭性招標(biāo)采購方式形成電量電價。今后，以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，每個市場主體都具有不同的角色定位。633號文明確提出加快確立抽蓄電站獨立市場主體地位，推動電站平等參與電力中長期交易、現(xiàn)貨市場交易、輔助服務(wù)市場或輔助服務(wù)補償機制，為未來具備條件時抽蓄電站參與電力市場指明了方向。
有關(guān)建議
進一步完善抽蓄電站價格形成機制，促進抽蓄行業(yè)可持續(xù)健康發(fā)展
633號文屬于改革“意見”，表達的是國家價格主管部門對抽蓄電站價格形成機制的改革思路，而非一個具體的定價辦法，后續(xù)應(yīng)該在具體實踐中出臺相應(yīng)的實施細(xì)則。比如容量電費分?jǐn)倷C制就是一個難題，容量電費在多個省級電網(wǎng)如何分?jǐn)偅閷崿F(xiàn)更大范圍資源優(yōu)化配置，存在部分抽蓄電站同時服務(wù)多個省級電網(wǎng)情況，如浙江天荒坪抽蓄電站同時服務(wù)華東電網(wǎng)三省一市）？在特定電源與電力系統(tǒng)間如何分?jǐn)偅ù嬖诓糠殖樾铍娬就瑫r服務(wù)特定電源和電力系統(tǒng)情況，如廣州抽蓄電站同時服務(wù)廣東電網(wǎng)、香港電網(wǎng)、大亞灣核電）？分?jǐn)偙壤绾未_定？按照“誰受益，誰承擔(dān)”的原則，具有強隨機性、波動性、間歇性的風(fēng)電、光伏等新能源，對于系統(tǒng)容量的耗費明顯高于其他常規(guī)電源，是否應(yīng)該多分?jǐn)?？如何多分?jǐn)?？考慮抽蓄電站對核電穩(wěn)定運行的調(diào)節(jié)作用，對核電增加利用小時數(shù)或不參與調(diào)峰所產(chǎn)生的經(jīng)濟效益，是否應(yīng)該分享？如何分享？作為受益主體，是否所有用戶都應(yīng)分?jǐn)側(cè)萘侩娰M？分?jǐn)偙壤绾未_定？此外，如何確定合理的價格核定參數(shù)，如何對成本合理性進行科學(xué)審核也都需要進一步深入研究。
積極推進電力體制改革，深入開展電力市場環(huán)境下抽蓄電站運營模式研究
現(xiàn)階段，我國電力市場建設(shè)還不成熟，僅有八個試點省份探索建設(shè)了現(xiàn)貨市場并啟動了長周期結(jié)算試運行，帶電力曲線的中長期交易不及預(yù)期，電力輔助服務(wù)市場仍處于初級階段，市場機制、產(chǎn)品種類還不健全，抽蓄電站還不具備一步到位、完全市場化的條件。在現(xiàn)階段，兩部制電價是一種彌補抽蓄電站成本、獲取合理收益的穩(wěn)妥價格機制。但是，從國家能源主管部門對抽蓄電站改革的態(tài)度看，以管制性容量定價為主體的兩部制電價只是過渡階段，而不是最終目標(biāo)，抽蓄電站未來還是應(yīng)該參與電力市場，由電力市場來促進、引導(dǎo)抽蓄電站靈活調(diào)節(jié)和獲取收益，這才是我國電力市場化改革的導(dǎo)向。應(yīng)深入開展抽蓄電站運營機制創(chuàng)新改革研究，探索“新能源+抽蓄”、“核電+抽蓄”價值機理和效益實現(xiàn)形式。近期，除了通過低谷電量招標(biāo)疏導(dǎo)部分成本以外，為充分挖掘抽蓄電站調(diào)峰潛力、有效促進新能源消納，可繼續(xù)探索開展抽蓄電站富余抽水電量跨省跨區(qū)交易。從長遠(yuǎn)看，抽蓄電站的投資回報應(yīng)該通過市場機制來解決，條件成熟時可采用“中長期合同+現(xiàn)貨電能量市場+容量市場+輔助服務(wù)市場”的方式，將其電力服務(wù)在市場上拍賣，體現(xiàn)靈活調(diào)節(jié)的稀缺價值。
借鑒抽蓄電站有關(guān)經(jīng)驗，及早開展新型儲能成本回收和價格形成機制研究
2021年4月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見（征求意見稿）》，業(yè)界普遍認(rèn)為這是在“雙碳”目標(biāo)下的政策加碼，儲能迎來重大政策利好，新型儲能即將加速發(fā)展。在價格機制方面，該意見提出“建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場；研究探索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收”，對于將能夠延緩電網(wǎng)投資的儲能進入輸配電價留下了一定空間。對于何謂“電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施”，業(yè)界一度迷茫。其實，早在2020年9月，國家能源局對十三屆全國人大三次會議“關(guān)于加快推進電化學(xué)儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的建議”的提案（第9178號）復(fù)函中指出，“部分電網(wǎng)側(cè)儲能設(shè)施實現(xiàn)了對輸電線路、變電設(shè)備的投資替代，將其建設(shè)經(jīng)營成本納入電網(wǎng)企業(yè)提供輸配電服務(wù)的費用支出，具有一定的合理性”。新型儲能與抽蓄電站在投資機制和價格形成機制方面的問題相似，雖然633號文僅涉及抽蓄電站，但也為整個電力系統(tǒng)儲能服務(wù)定價奠定了政策基礎(chǔ)。對于電網(wǎng)側(cè)儲能，最理想的政策方向是參照抽蓄電站規(guī)劃建設(shè)模式，編制儲能專項規(guī)劃，報國家審批后實施。為確保儲能需求增長和品質(zhì)把控，項目經(jīng)核準(zhǔn)后，由電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)，作為輸配電價核價范圍有效資產(chǎn)，其成本通過輸配電價疏導(dǎo)，當(dāng)然這依賴于電力市場化建設(shè)的推進和電價調(diào)整空間的打開。
