中國儲能網訊：在實現(xiàn)“雙碳”戰(zhàn)略目標和加快構建新型電力系統(tǒng)的背景下，風電、光伏、水電等新能源發(fā)電快速發(fā)展，在有效降低碳排放的同時，也產生了新能源消納不充分、影響電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行等問題。抽水蓄能電站能夠促進新能源消納，提升電力系統(tǒng)靈活性和安全性，保障電力供應和電網安全，是解決這些問題的有效途徑。
近年來，抽水蓄能電站投資快速增長，國家能源局數(shù)據顯示，2022年我國抽水蓄能累計裝機容量達4579萬千瓦，新增裝機容量為880萬千瓦。完善抽水蓄能電站電價的價格機制對實現(xiàn)抽蓄電站成本費用的回收補償、促進電站投資建設和優(yōu)化布局、充分發(fā)揮電站功能作用等有重要意義。2021年，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，進一步完善兩部制電價政策，對抽水蓄能的可持續(xù)發(fā)展和現(xiàn)代能源體系建設意義重大。隨著抽水蓄能和新能源的快速發(fā)展，抽水蓄能電站電價機制需要進一步健全和完善。
我國抽水蓄能電站電價政策的演變
總體來看，伴隨著電力市場化改革的推進和抽水蓄能電站的發(fā)展，我國抽水蓄能價格政策的演變可以劃分為三個階段，分別是2014年以前，以電網租賃經營為主的單一價格階段；2014年至2021年，對兩部制電價進行初步探索階段；2021年至今，兩部制電價政策落地實施階段。
第一階段（2014年以前）：納入電網運行費或核定租賃費
2004年，國家發(fā)展改革委印發(fā)了《關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》（發(fā)改能源〔2004〕71號），要求抽水蓄能電站原則上由電網經營企業(yè)建設和管理，建設和運行成本納入電網運行費用統(tǒng)一核定，不單獨核定電價。2007年，《關于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知》（發(fā)改價格〔2007〕1517號）規(guī)定，“71號文”下發(fā)前審批但未定價的抽水蓄能電站，作為遺留問題由電網企業(yè)租賃經營，租賃費由國務院價格主管部門按照補償固定成本和合理收益的原則核定。租賃費原則上由電網企業(yè)消化50%，發(fā)電企業(yè)和用戶各承擔25%。發(fā)電企業(yè)承擔的部分通過電網企業(yè)在用電低谷招標采購抽水電量解決，用戶承擔的部分納入銷售電價調整方案統(tǒng)籌解決。此外，2008年，《關于將抽水蓄能電站“租賃費”改為“容量電費”問題的批復》（發(fā)改價格〔2008〕2937號）要求，將浙江桐柏等抽水蓄能電站的“租賃費”統(tǒng)一改為“容量電費”，原核定的標準不變。
這一階段尚未實施獨立的輸配電價監(jiān)管，主要由政府統(tǒng)一制定上網電價和銷售電價。抽水蓄能電站作為電網企業(yè)的一部分，其建設運營成本通過電網購銷價差進行疏導。然而，在這種機制下，抽水蓄能電站資源的利用與收入不直接掛鉤，難以調動抽水蓄能電站積極性，無法充分發(fā)揮其調峰填谷等作用。
第二階段（2014~2021年）：兩部制電價的初步探索
2014年，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號），初步明確了抽蓄電站的獨立價格機制。該通知規(guī)定：電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價，按照合理成本加準許收益的原則核定。容量電價主要體現(xiàn)抽水蓄能電站提供備用、調頻、調相和黑啟動等輔助服務價值，按照彌補電站固定成本及準許收益的原則核定。電量電價主要體現(xiàn)抽蓄電站通過抽發(fā)電量實現(xiàn)的調峰填谷效益，主要彌補電站抽發(fā)電損耗等變動成本，電價按當?shù)厝济簷C組標桿上網電價執(zhí)行。此外，電網企業(yè)向抽水蓄能電站提供的抽水電量價格，按燃煤機組標桿上網電價的75%執(zhí)行。電力市場化前，抽蓄電站容量電費和抽發(fā)損耗納入當?shù)厥〖夒娋W（或區(qū)域電網）運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調整因素統(tǒng)籌考慮。該項通知確立了抽蓄電站兩部制價格機制，為推動抽蓄電站投資主體多元化和電價市場化奠定了重要基礎。
2016年，國家發(fā)展改革委印發(fā)了《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》，提出抽水蓄能電站不得納入電網企業(yè)可計提收益的固定資產范圍。2019年，《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》出臺，規(guī)定抽水蓄能電站費用不得計入輸配電定價成本。
這一階段，容量電價按照成本加合理收益核定，與發(fā)電量無關。抽水蓄能電站參與電力輔助服務處于探索期，電站的經濟收益未充分體現(xiàn)。同時，受抽蓄電站效率的限制，電量電價獲取的收益也十分有限。此外，輸配電價的成本核定不包含抽水蓄能電站費用，抽蓄電站的成本費用疏導成為難題。
第三階段（2021年至今）：兩部制電價政策正式落地
2021年4月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關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），要求堅持以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發(fā)展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場。
“633號文”規(guī)定，電量電價體現(xiàn)抽水蓄能電站提供調峰服務的價值，用于回收抽水、發(fā)電的運行成本。在電力現(xiàn)貨市場運行的地方，抽水電價、上網電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結算。反之，抽水電價按燃煤發(fā)電基準價的75%執(zhí)行，鼓勵委托電網企業(yè)通過競爭性招標方式采購并按中標電價執(zhí)行，上網電價按燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行。由電網企業(yè)提供的抽水電量產生的損耗在核定省級電網輸配電價時統(tǒng)籌考慮。兩部制電價中的容量電價體現(xiàn)抽水蓄能電站提供輔助服務的價值，用以回收抽發(fā)運行成本外的其他成本并獲得合理收益。容量電價的核定方法為在成本調查基礎上，對標行業(yè)先進水平合理確定核價參數(shù)，按照經營期定價法核定，并隨輸配電價監(jiān)管周期同步調整。
2023年5月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》（發(fā)改價格〔2023〕533號），核定了全國48座抽水蓄能電站容量電價，要求電網企業(yè)合理安排抽水蓄能電站運行，與電站簽訂年度調度運行協(xié)議，嚴格執(zhí)行核定的抽水蓄能電站容量電價。這一階段兩部制電價正式落地實施。
“633號文”的出臺，在我國抽水蓄能電站電價機制形成過程中具有里程碑意義。一方面，兩部制價格適應了當前我國電力市場建設尚不完善、機制尚不健全的發(fā)展階段，以激勵性監(jiān)管的方式核定容量電價，明確了內部收益率、經營期等定價參數(shù)，在節(jié)約融資成本、運維費用等方面設計了電價核定的激勵性措施，明確了電價的疏導方式，為高投資額的抽水蓄能電站提供了成本回收保障，有利于確保電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。另一方面，兩部制電價在電量電價形成中體現(xiàn)了市場機制的作用，建立了收益分享機制，有利于鼓勵和引導多元化主體參與投資建設抽水蓄能電站，與未來電力市場化改革政策形成有效銜接。
抽水蓄能電價面臨的難點問題
抽水蓄能電站投資建設布局不夠合理，密集建設或將推高終端價格
當前，抽水蓄能電站投資建設快速發(fā)展，各地抽蓄電站密集上馬。一些市縣往往只考慮抽水蓄能投資帶來的經濟效益和拉動地方經濟發(fā)展的積極作用，而沒有充分考慮投資的必要性以及未來對終端電力價格的影響。一些地方選址未充分考慮本地區(qū)電力負荷的實際需求和電力系統(tǒng)發(fā)展進程，造成規(guī)劃項目與發(fā)展需求不匹配，或將推高終端價格水平，加大終端用戶用能成本壓力。
抽水蓄能容量電費分攤機制需進一步健全
目前，抽水蓄能容量電費分攤機制還不夠健全。為實現(xiàn)更大范圍的資源優(yōu)化配置，部分抽蓄電站同時服務多個省級電網（如浙江天荒坪抽蓄電站同時服務華東電網三省一市），容量電費在各省的分攤方式尚未明確，主要由國家發(fā)展改革委組織相關省區(qū)協(xié)商確定分攤比例，同時由電站運營產生的稅收問題未進行考慮，導致一些省份對容量電費的分攤存在較大分歧。
雖然政策規(guī)定對于同時服務于特定電源和電力系統(tǒng)的抽水蓄能電站，應根據項目核準文件，明確機組容量分攤比例。然而，如何確定該分攤比例沒有明確的規(guī)定。不同電源的特性不同，特別是風電、光伏等新能源發(fā)電，隨機性、波動性、間歇性特征較強，科學合理制定分攤比例需要綜合考慮多種因素。此外，容量電費通過電網輸配電價回收，最終會傳導至終端用戶，而是否所有用戶都應分攤容量電費、分攤比例如何確定還有待進一步研究。
抽水蓄能對輔助服務的效益難以準確計量
輔助服務在抽水蓄能定價機制中還未得到完全體現(xiàn)，電站功能難以在輔助服務市場中量化。抽水蓄能電站提供的調頻、調相以及針對緊急事故備用、黑啟動等輔助服務，是以保障系統(tǒng)穩(wěn)定運行與事故后及時恢復為首要目的，對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的作用和意義重大。然而，輔助服務的效益較難量化確定，抽蓄電站的輔助服務補償標準有待完善。另外，抽水蓄能電站輔助服務的受益對象眾多，包括新能源、火電等各類電源以及電網和用戶，具有普遍性和廣泛性，成本在不同受益對象間的分攤有待研究。
抽水蓄能電站投資成本及功能差異較大，現(xiàn)行價格政策難以充分體現(xiàn)約束激勵政策
抽水蓄能電站受站點、地址、地形等因素影響，電站個體差異性較大，一些地區(qū)條件優(yōu)越，電站的投資建設及運維成本相對較低。然而，一些地區(qū)特別是西北地區(qū)，為解決新能源大量并網穩(wěn)定性問題而建設抽水蓄能電站，但電站的天然條件較差，有些需要補水以滿足抽發(fā)電需求，加大了投資運營成本。因此，不同地區(qū)不同條件下投資建設的抽水蓄能電站成本差異較大。同時，不同區(qū)域抽水蓄能電站發(fā)揮的功能作用也不盡相同，如東北、西北地區(qū)新能源比重較高，抽蓄電站主要發(fā)揮安全保障和促進新能源消納的功能，華東、華北地區(qū)是重要的負荷中心、相對密集的特高壓落點，抽水蓄能電站還應發(fā)揮支撐特高壓發(fā)展、提高電能質量等作用。然而，目前的成本價格核定方式是在全國范圍內建立統(tǒng)一的行業(yè)參數(shù)，未考慮不同抽蓄電站投資成本及功能作用差異等因素。
現(xiàn)行政策中，運行維護費率的核定方法是通過運行維護費除以固定資產原值計算，按在運電站費率從低到高排名前50%的平均水平核定，未充分考慮裝機規(guī)模、機組數(shù)量對電站實際運維費的影響，也未考慮不同省區(qū)社會平均工資客觀差異對運維費的影響。
“新能源+抽蓄”模式下的抽水蓄能電站定價機制尚不明確
隨著新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)建設的推進，太陽能和風能等新能源進入快速發(fā)展時期。然而，光伏、風電作為間歇性可再生能源，其大規(guī)模并網會對電力系統(tǒng)造成沖擊，影響電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。同時，為解決新能源消納難題，減少棄光棄風，一些地方在對新能源項目進行核準審批時，要求按一定比例配置儲能設施以形成微電網。然而，在目前的“新能源+抽蓄”模式下，抽蓄電站的投資和運維費難以直接通過用戶進行回收，相關定價機制尚未明確，因此很多投資企業(yè)仍處于觀望狀態(tài)。
抽水蓄能調度權歸兩大電網公司，管理調度仍需優(yōu)化完善
現(xiàn)行價格政策中，通過核定容量電費并利用輸配電價回收，對各抽蓄電站進行了補償。目前，參與輔助服務市場以及執(zhí)行抽水電價、上網電價形成的電量電費的收益分享機制規(guī)定，收益的20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監(jiān)管周期核定容量電價時相應扣減，這形成了抽水發(fā)電和參與輔助服務越多、收入越多的收益機制。在區(qū)域內可調用的抽水蓄能電站較多的情況下，由于抽水蓄能調度權在國家電網和南方電網公司，對于其他投資主體而言存在一定的未能公平競爭的質疑。
完善抽水蓄能電價機制的相關建議
強化統(tǒng)一規(guī)劃，優(yōu)化成本審核引導合理投資
加強抽水蓄能電站的統(tǒng)一規(guī)劃，實現(xiàn)抽水蓄能電站建設的有序進行。結合電源結構和布局、電網發(fā)展、負荷特點及全國聯(lián)網等因素，確定抽水蓄能電站的合理比重、布局和建設時序。進一步優(yōu)化成本監(jiān)審制度設計，引導抽蓄電站合理投資，促進抽水蓄能行業(yè)健康良性發(fā)展。對管理費用、辦公用房等成本費用適當引入競爭機制，對電站優(yōu)化設計節(jié)約的投資成本，探索制定合理的激勵機制，將節(jié)約部分按照一定比例在電力用戶和抽蓄電站之間進行分享。對于未充分考慮地方發(fā)展情況盲目投資的省份，應設置相應主管部門追責制度，避免將投資風險轉嫁給電力用戶。此外，明確抽水蓄能電站核準依據，對項目立項進行嚴格把關，除了審核總造價外，進一步針對項目功能、利用價值等，全面確定立項費用。
細化抽蓄容量成本分攤機制
建議按照“誰受益、誰承擔”的原則合理進行容量電費的分攤。目前，我國大部分抽水蓄能電站由區(qū)域網調進行調度，隨著省際抽水蓄能調峰互濟力度加大，受益范圍不僅包含抽水蓄能電站所在省份，還包括該區(qū)域的其他省份。建議將容量電費的分攤范圍擴大到該區(qū)域內所有受益省份，緩解抽水蓄能電站布局集中省份的成本分擔壓力，并按受益范圍和程度進行分攤。
建議制定抽水蓄能電站效益補償和成本分攤方法細則，規(guī)范效益補償及分攤的計算方法及合理性分析，提供規(guī)范化、標準性的技術要求和方案，由水利、電力等相關部門進行論證。
建立健全抽水蓄能電站市場化交易機制
建議充分發(fā)揮電力市場資源配置作用，鼓勵通過市場手段形成抽蓄相關價格。在輔助服務市場中，充分考慮抽蓄電站提供的調頻、調相、爬坡輔助服務以及保護環(huán)境、穩(wěn)定社會等價值，制定符合電力市場化改革方向的輔助服務定性和定量相結合的評價體系，推動抽水蓄能機組參與輔助服務市場，設計差異化交易品種，使抽水蓄能機組的各類服務功能具有對應的受益主體，體現(xiàn)動態(tài)效益。在保證電站運營的基礎上，探索對不同種類的輔助服務分別制定合理的價格機制，最大程度地發(fā)揮電站服務能力，盡量多出力，提升可用量。
加快建立健全市場體系，逐步引導抽水蓄能機組更加充分地參與市場競爭，充分體現(xiàn)抽水蓄能電站的市場價值。在中長期市場中，構建促進消納的配套市場機制，鼓勵抽蓄電站作為新型主體參與省內或跨省區(qū)分時段中長期交易，解決新能源的波動性、間歇性問題；在現(xiàn)貨市場中，充分發(fā)揮市場在電量電價形成中的作用，已開展電力現(xiàn)貨市場試運行的省區(qū)，允許抽水蓄能參與現(xiàn)貨交易并按市場價格結算。
進一步完善抽水蓄能電站標準體系建設
我國在規(guī)劃設計、工程建設和運行管理方面已逐步形成抽水蓄能技術標準體系，但隨著抽水蓄能電站進入新發(fā)展階段，其經濟性評價標準也需不斷優(yōu)化調整。
首先，結合新型電力系統(tǒng)特點和發(fā)展規(guī)劃，加快抽水蓄能電站分布研究，強化抽水蓄能電站規(guī)劃調整技術規(guī)范、調度運行規(guī)程等方面的標準體系建設，使抽水蓄能電站規(guī)劃、設計、建設、運行更加規(guī)范化。對于抽水蓄能與新能源、其他電源聯(lián)合協(xié)調運行的情況，單獨制定相關標準。其次，綜合考慮各地抽水蓄能發(fā)展需求、資源稟賦和電價承受能力，探索在不同區(qū)域建立差異化標準成本，研究制定分區(qū)域、分調節(jié)性能的抽水蓄能標桿容量電價，引導降本增效。再次，探索考慮裝機總容量的運行維護費率計算方式，同時合理體現(xiàn)各省區(qū)之間人工、物價水平差異。一方面更加客觀反映運維管理水平，引導行業(yè)科學合理降低運維費，避免加大工程投資以提高運維費計算基礎的問題；另一方面通過差異系數(shù)反映各省區(qū)社會平均工資差異，更加全面反映不同省區(qū)抽水蓄能電站的運維成本。此外，建立完善抽水蓄能綜合評價機制，設立獎懲機制，對抽水蓄能功能發(fā)揮進行考核，推動運營管理水平的整體提升。
加強不同抽蓄電站運營機制的定價模式研究
當前，我國電力市場中風電、光伏正在大規(guī)模、高比例開發(fā)建設，新型電力系統(tǒng)中的不穩(wěn)定性將大幅增加。抽水蓄能電站在新型電力系統(tǒng)中與新能源配合的運行模式為電網安全穩(wěn)定提供了重要保障，目前定價機制中尚未明確其定價方式。建議深入開展抽蓄電站運營機制創(chuàng)新研究，探索“新能源+抽蓄”“核電+抽蓄”等運行方式的價值機理和效益實現(xiàn)形式，從受益對象等角度分析不同調度情況對定價機制的影響。
不斷優(yōu)化和完善抽水蓄能電站調度機制
隨著電力市場化改革的深入，大量社會資本進入抽蓄電站，進入電力市場。抽水蓄能的調度應由電力主管部門進行嚴格監(jiān)管，對電網企業(yè)調度情況進行考核，引導合理調用。逐步建立健全抽水蓄能與新能源消納的靈活調用機制，調度機構應以最大化消納新能源、確保電網安全、優(yōu)化綜合成本為目標，根據電力保障的范圍、調度容量等選擇最優(yōu)調度，而非從權屬上進行優(yōu)先調度。隨著電力體制改革的逐步深入，不斷優(yōu)化調度機制，以數(shù)字電網建設為載體，建立智能調度的策略，促進形成更加公平規(guī)范的市場競爭，推進全國統(tǒng)一電力市場的建設。
