政策出臺恰逢其時，將保障和促進抽水蓄能可持續(xù)發(fā)展

　　與歐美、日本等發(fā)達地區(qū)和國家相比，我國抽水蓄能發(fā)展起步較晚。到20世紀90年代后期，僅有廣蓄、天荒坪、十三陵等少數幾座大型電站建成投產。2000年左右，由于多地出現電力調峰容量短缺，抽水蓄能迎來建設高峰，桐柏、泰安、宜興等一批大型抽水蓄能電站陸續(xù)開工建設。

　　近年來氣候問題日益突出，世界各國將大力發(fā)展新能源作為應對氣候變化、保障能源安全、推進能源轉型的重要抓手。隨著我國新能源發(fā)電大規(guī)模并網、負荷峰谷差拉大以及遠距離輸電技術發(fā)展，抽水蓄能電站作為一種具有啟動靈活、調節(jié)速度快等優(yōu)勢的調峰及儲能電源，在促進間歇性清潔能源消納、緩解系統(tǒng)負荷峰谷矛盾、保障電網安全穩(wěn)定運行等方面發(fā)揮著越來越重要的作用。

　　在碳達峰、碳中和目標下，我國新能源將迎來跨越式發(fā)展。經測算，零碳情景下，預計2020～2030年我國新能源發(fā)電裝機年均增長1.1億千瓦，2030年總量將達到16.5億千瓦。為保障新能源電量消納和電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，抽水蓄能亟待優(yōu)先發(fā)展。在此背景下，《意見》的出臺恰逢其時，將從根本上保障和促進抽水蓄能的可持續(xù)發(fā)展，助力我國碳達峰、碳中和目標的實現。

　　兩部制定價機制保障抽水蓄能電站穩(wěn)定運營，引導抽水蓄能功能充分發(fā)揮

　　科學的價格機制要能夠合理彌補成本，同時也應具備有效的信號引導作用。從國外來看，絕大多數抽水蓄能電站定價機制仍處于不同程度的政府管制之下，僅有不足6%的抽水蓄能電站進入了自由競爭的電力市場。

　　其原因主要在于：競爭性的電力批發(fā)市場將引導市場價格逼近短期邊際成本，這對于抽水蓄能電站這種高資本成本、低運營成本（不含抽發(fā)損耗）的設施非常不利，僅通過電能量市場難以回收成本；另一方面，充分體現抽水蓄能電站綜合技術優(yōu)勢的產品設計非常困難，使得抽水蓄能電站的價值在輔助服務市場中也難以得到充分體現。即使進入完全自由競爭市場的抽水蓄能電站，比如英國部分電站，仍需要與調度簽訂專屬中長期輔助服務協議。

　　從我國抽水蓄能電站功能作用來看，一方面，抽水蓄能電站的建設是保障大電網安全運行、滿足清潔能源大規(guī)模開發(fā)和電網調峰所必需的，因此當前及今后一段時期，抽水蓄能電站發(fā)展應成為優(yōu)先發(fā)展的“剛需”。通過合理的價格機制，切實保障抽水蓄能電站獲得合理收入水平，是吸引抽水蓄能投資并確保電站穩(wěn)定運營的先決條件。另一方面，在現階段的政府定價和未來電力市場建設進程中，抽水蓄能電站價格機制的設計必須確保其在促進高比例清潔能源消納、保障大電網安全、應對電網峰谷差等方面效用的充分發(fā)揮，必須有利于區(qū)域電網對電站進行有效的調度，保障電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。

　　現階段，我國抽水蓄能電站還不具備完全推向市場的條件。我國電力市場的建設還不夠完善，僅有部分試點省份建立了現貨市場并啟動了連續(xù)模擬試運行，電力輔助服務市場仍處于初級發(fā)展階段，產品種類仍不健全，抽水蓄能電站直接推向市場還不具備足夠的條件。因此在當前階段，兩部制電價是一種用以回收抽水蓄能電站成本的合理價格機制。

　　《意見》明確，抽水蓄能電站執(zhí)行兩部制電價。電量電價體現抽水蓄能電站提供調峰服務的價值，抽水蓄能電站通過電量電價回收抽水、發(fā)電的運行成本；容量電價體現抽水蓄能電站提供調頻、調壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等輔助服務的價值，抽水蓄能電站通過容量電價回收抽發(fā)運行成本外的其他成本并獲得合理收益。

　　《意見》還明確，以競爭性方式形成電量電價，以激勵性監(jiān)管的方式核定容量電價。在有現貨市場的地方，電量電價按現貨市場價格及規(guī)則結算；無現貨市場的地方，抽水電量可由電網企業(yè)提供，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，按中標價執(zhí)行抽水電價，抽水蓄能電站發(fā)電電價按燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行。容量電價的確定以經營期定價法為核心，以對標行業(yè)先進水平、考核可用率的方式引入激勵性因素，并根據電力市場建設發(fā)展情

　　況適時對容量電價覆蓋比例進行調整。

　　通過兩部制的價格模式，抽水蓄能電站在調峰、備用、容量充裕性等方面的多元價值能夠充分反映，作為確保電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定、經濟運行的公共產品的功能發(fā)揮得到保障；而電量電價更多以競爭性方式形成，能一定程度上體現抽水蓄能電站低谷抽水、高峰發(fā)電的特性。此外，兩部制價格機制組合使用了市場化方式和激勵性管制方式，既能激發(fā)抽水蓄能電站追求精準投資、高效運營的積極性，又能避免過高的虧損風險導致電站建設無法推進。這也為日后電化學、氫能等其他儲能的電網側應用提供了借鑒。

　　容量電費疏導納入輸配電價，在多個省級電網分攤，能夠更好地體現公平性

　　《意見》明確，政府核定的抽水蓄能容量電價對應的容量電費由電網企業(yè)支付，納入省級電網輸配電價回收；無現貨市場的地方，電網企業(yè)提供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；抽水蓄能電站容量需要在多個省級電網分攤的，由國家發(fā)改委組織協商確定分攤比例。此外，《意見》明確，抽水蓄能電站同時服務于特定電源和電力系統(tǒng)的，應明確容量分攤比例，在特定電源和電力系統(tǒng)之間分攤，特定電源分攤的容量電費由相關受益主體承擔。

　　抽水蓄能容量電費疏導和分攤問題一直是抽蓄電站定價的難點。

　　一是容量電費由誰承擔問題。容量電價體現抽水蓄能電站提供調頻、調壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等輔助服務的價值。輔助服務是為了確保整個電網安全、穩(wěn)定、經濟運行，提供的服務具有公共產品的性質，其相關費用應向所有受益的用戶回收。在我國電力市場完善前，特別是容量市場、長周期輔助服務市場建立前，通過輸配電價疏導容量電費，能夠體現抽水蓄能電站輔助服務的功能價值。這是當前合理的且具有可操作性的容量電費疏導方式。

　　二是容量電費在多省分攤問題。當前我國抽水蓄能電站主要在區(qū)域電網層面接受調度并發(fā)揮更大范圍的功能和作用，其容量電費應按照受益程度以合理比例在省級電網進行分攤，然后通過各省級電網輸配電價向所有用戶收取。

　　此外，抽水蓄能電站同時服務特定電源和電力系統(tǒng)的，容量電費按照容量分攤比例在特定電源和電力系統(tǒng)之間進行分攤，也體現了“誰受益，誰承擔”的公平性原則。

　　與市場建設相銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場，體現了政策的方向性

　　《意見》中多處體現了與電力市場建設的銜接。一是有現貨市場地區(qū)電量電價按照現貨市場價格執(zhí)行；二是抽水蓄能電站參與輔助服務市場或輔助服務補償機制，上一監(jiān)管周期內形成的相應收益，以及執(zhí)行抽水、上網電價形成的收益，抽水蓄能電站可以分成，虧損則由電站全部自行承擔；三是提出容量電費調整機制，適應電力市場建設和產業(yè)發(fā)展的實際需要，適時降低或根據抽水蓄能電站主動要求，降低政府核定容量電價覆蓋電站機組設計容量的比例。

　　《意見》在與市場銜接方面的設計意義重大，明確了管制性定價的過渡意義——未來還是應該由市場決定資源配置。這符合我國電力市場化改革的方向，為未來在條件具備時鼓勵抽水蓄能電站參與電力市場指明了政策方向。

　　保障非電網投資抽水蓄能電站平穩(wěn)運行，維護了多元化投資主體的利益

　　《意見》明確提出電網與非電網主體投資建設的抽水蓄能電站簽訂規(guī)范的中長期購售電合同、按照公平公開公正原則對電站實施調度、嚴格執(zhí)行發(fā)改委核定的容量電價和根據《意見》形成的電量電價、按月及時結算電費等具體措施。

　　明確對非電網主體所投資抽水蓄能電站的政策，有利于維護多元化投資主體的利益、調動全社會各方力量參與抽水蓄能電站建設。這可以極大加速抽水蓄能電站的建設發(fā)展，保障支撐實現碳達峰、碳中和目標所需的儲能服務供應。

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