新型电力系统中抽水蓄能运营模式及电价形成机制的思考

近年来，我国抽蓄电站投运规模持续扩大，对保障电网安全稳定运行和新能源消纳发挥了至关重要的作用。在本轮电力体制改革以前，我国已经先行探索了多种抽蓄电站的运营管理模式和价格形成机制，但部分政策未能真正落地，如投资主体多元化进展不如人意，发电企业应承担的25%租赁费一直未能实施，通过辅助服务市场疏导成本暂不具备实施条件，导致抽蓄电站投资主体单一、电价形成机制尚未完全理顺，投资回报难以保证。2015年新一轮电力体制改革以来，电力市场化建设持续推进、输配电价改革不断深入，抽蓄电站成本被认定为“与输配电业务无关的费用”，“不得计入输配电定价成本”，但对该费用如何疏导并无明确规定，新投产和已投产未疏导的抽蓄电站面临经营困局，抽蓄行业的可持续健康发展受到一定影响。2021年5月，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》（发改价格〔2021〕633号，以下简称633号文），引发能源行业高度关注。633号文的出台，对于促进抽蓄电站的可持续健康发展，进一步提高电力系统灵活调节资源有效供给，加快构建以新能源为主体的新型电力系统，可谓恰逢其时、意义重大、影响深远。

国外抽蓄电站运营模式及电价机制

全球抽蓄电站总装机规模约1.5亿千瓦，主要分布在美国、欧洲、日本等经济发达国家（占比80%左右）。从国外抽蓄电站运营模式和电价机制来看，可以分为三类：一是电网统一经营方式（内部核算制）。抽蓄电站作为电网组成部分，类似其他输变电资产，没有独立电价。二是租赁方式（单一容量价格）。第三方投资建设抽蓄电站，由电网租赁，相关费用纳入电网统一核算，再通过销售电价一并疏导。三是电力市场竞争模式。抽蓄电站多由独立发电公司投资建设，通过参与电能量市场和辅助服务市场获取收益，但市场上所获收入仅能覆盖其成本的20～30%，还需要签订中长期合同通过黑启动、无功调节等服务才能解决投资回报问题。目前，85%的抽蓄电站采用前两种方式，只有不到15%通过参与电力市场竞争来获取收益回报。

1、美国

电价机制主要有三类：一是内部核算制。抽蓄电站成本计入电网运营成本统一核算，电网企业投资建设的抽蓄电站经营模式大多采用该模式。二是租赁制。电网企业租赁抽蓄电站，租赁费由电站投资成本、运行管理成本以及合理的投资利润组成。三是电力市场竞争。加州建立了独立于电能量市场之外的竞争性辅助服务市场，抽蓄电站可以灵活参与这两种市场，以获得最大收益。

2、英国

电价机制为两部制上网电价。抽蓄电站收入主要包括两部分：第一部分为固定部分，即容量补偿，约占抽蓄电站总收入的70～80%，由电网企业予以补偿并向用户侧疏导；第二部分为变动部分，约占抽蓄电站总收入的20～30%，抽蓄电站通过参加电能量市场竞争获得，但会因时段、报价的不同而波动。

3、法国

电价机制主要是内部核算制。法国电力公司统一建设、管理和运营抽蓄电站，按照电网调度运行，没有独立电价。

4、日本

电价机制主要有两类：一是内部核算制。日本十家电力公司是发、输、配、售垂直一体化的体系结构，电力公司内部下属的抽蓄电站采用内部核算制，没有独立电价。二是租赁制。第三方投资建设抽蓄电站，在经营上全部采用电力公司租赁经营模式，租赁费按补偿成本、合理盈利、公平负担的原则，通过用户侧销售电价疏导。

我国抽蓄电站运营模式及电价机制

● 运营现状

截至2020年底，我国抽蓄电站在运共30余座、总装机容量3179万千瓦，在建共30余座、总装机容量5243万千瓦，均主要分布在华北、华东和南方区域。虽然我国抽蓄电站在运、在建装机规模均位居世界第一，但抽蓄装机容量占电源总装机容量比例仅为1.4%，而欧洲、日本等发达国家一般在4～8%，与国外先进水平相比我国仍有较大差距。当前，我国抽蓄行业发展正面临重要的窗口期、机遇期。今年上半年，国家能源主管部门、能源电力央企相继出台一系列政策、措施，积极推动抽蓄行业高质量发展。国家能源局印发《2021年能源工作指导意见》，明确提出开展全国新一轮抽蓄电站中长期规划，加快一批抽蓄电站建成投产，推进一批抽蓄电站核准开工建设。国家电网公司发布服务碳达峰碳中和、构建新型电力系统、加快抽蓄电站开发建设等重要举措，提出“十四五”期间力争在新能源集中开发地区和电力负荷中心新增建设抽蓄电站装机2000万千瓦以上，投资规模超过1000亿元。南方电网公司发布《建设新型电力系统行动方案（2021～2030年）白皮书》，提出“十四五”和“十五五”期间分别投产500万千瓦和1500万千瓦抽蓄电站。可见，未来我国抽蓄电站发展需求将持续增长，投产规模将大幅提升，预计2030年我国抽蓄电站装机规模将达到1～1.2亿千瓦，发展前景十分广阔。

● 政策体系

规划建设和投资管理方面的政策主要有：《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），明确要求抽蓄电站建设实行区域统一规划，主要由电网企业建设和管理。发电企业投资建设的抽蓄电站，作为独立电厂参与电力市场竞争。《抽水蓄能电站建设工作座谈会议纪要》（国能新能〔2009〕233号），明确由水电水利规划设计总院、国家电网公司和南方电网公司、地方政府共同做好抽蓄电站建设布局的研究和规划工作。《关于进一步做好抽水蓄能电站建设的通知》（国能新能〔2011〕242号），明确要求原则上由电网企业有序开发、全资建设抽蓄电站，杜绝电网企业与发电企业（或潜在发电企业）合资建设抽蓄电站项目；严格审核发电企业投资建设抽蓄电站项目。《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）和《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》（发改能源〔2014〕2482号），要求进一步规范和落实抽蓄电站建设管理体制，有序推进抽蓄电站市场化改革；抽蓄电站以电网经营企业全资建设和管理为主，逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制；在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞争等方式确定抽蓄电站项目业主。《关于鼓励社会资本投资水电站的指导意见》（国能新能〔2015〕8号），明确要求未明确开发主体的抽蓄电站，可通过市场方式选择投资者。《抽水蓄能规划工作座谈会议纪要》（国能综新能〔2016〕30号），再次强调项目核准建设必须坚持以规划为指导，按照国家主导、统一组织的原则，由国家能源局统一组织开展抽蓄电站选点规划，并委托水电总院负责具体技术指导。综上，我国抽蓄电站规划建设和投资管理政策可归纳为：规划政府管，水电总院、电网公司参与；投资逐步市场化，投资主体招标竞争确定。目前，我国90%的在运、在建抽蓄电站由电网企业独资或控股投资建设。近年来，非电网企业也在积极介入项目开发和前期工作。

成本回收和价格机制的政策主要有：《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，简称71号文），明确抽蓄电站建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。《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）进一步细化规定，71号文下发后审批的抽蓄电站，由电网企业全资建设，不再核定电价，其成本纳入电网运行费用统一核定；71号文下发前审批但未定价的抽蓄电站，作为遗留问题由电网企业租赁经营，租赁费按照补偿固定成本和合理收益的原则核定。核定的抽蓄电站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%。《关于进一步做好抽水蓄能电站建设的通知》（国能新能〔2011〕242号），再次强调抽蓄电站建设运行成本纳入电网运行费用。《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）和《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》（发改能源〔2014〕2482号），明确在电力市场形成前，抽蓄电站实行两部制电价。其中，容量电价按照弥补抽蓄电站固定成本及准许收益的原则核定，逐步对新投产的抽蓄电站实行标杆容量电价。电量电价主要弥补抽蓄电站抽发电损耗等变动成本，电价水平按当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘等环保电价)执行。抽水电量电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行。容量电费和抽发损耗纳入省级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。综上，由于建设时间和适用政策不同，我国抽蓄电站成本回收和价格机制可归纳为：电网内部核算电价、单一电量制电价、单一容量制电价（租赁制）和两部制电价四类。目前，我国90%的在运抽蓄电站采用单一容量制电价（租赁制）和两部制电价。

● 存在问题

价格政策未能严格落实。一是发改价格〔2007〕1517号文提出的发、输、用多方分摊抽蓄电站租赁费（电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%）原则未严格执行。虽然个别抽蓄电站应由发电企业承担的25%租赁费通过低谷电量招标进行了疏导，但总体来说规模不大，进展减缓。二是发改价格〔2014〕1763号文提出的电价疏导机制未完全理顺。由于抽蓄项目情况千差万别，全国实行标杆容量电价难度较大，具体的操作规则和方法一直未出台。三是发改能源〔2014〕2482号文提出的电价疏导机制未严格落实。国内大多数调频辅助服务市场和“两个细则”均未将抽蓄电站纳入其中，通过辅助服务市场疏导机制的实施条件还不成熟。目前，国内2015年以后新投产的抽蓄电站电价均未获得国家价格主管部门批复，暂执行省级价格部门审核的临时两部制电价。

价格机制有待进一步完善。《输配电定价成本监审办法（试行）》（发改价格〔2015〕1347号）和《省级电网输配电价定价办法（试行）》（发改价格规〔2016〕2711号），抽蓄电站被认定为“与省内共用网络输配电业务无关”，“不得纳入可计提收益的固定资产范围”。2019年修订印发的新版本《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号）和《省级电网输配电价定价办法》（发改价格规〔2020〕101号）继续坚持这一原则，抽蓄电站被认定为“与电网企业输配电业务无关的费用”，“不得计入输配电定价成本”。两轮输配电价核定时，均将抽蓄电站的资产、成本费用剔除在有效资产和定价输配电成本的范围之外，没有纳入输配电价。目前电网企业普遍在购电成本中解决抽蓄电站的容量电费或成本回收问题，并作为销售电价调整因素进行疏导。但存在以下问题：市场化交易采用价差传导模式时，用户侧销售电价是在目录电价基础上调整，而目录电价调整时考虑了电网企业购电成本影响，从而对电网企业影响不大；但市场化交易采用顺价模式时，用户侧电价是在发电侧交易电价基础上，顺加输配电价（含线损及交叉补贴）、政府性基金及附加等得出，各环节均未考虑电网企业购电成本，从而本应市场化用户承担的部分抽蓄电站成本全部转移至电网企业承担。

对《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》的解读

633号文从促进我国抽蓄电站加快发展的角度出发，为“双碳”目标要求下构建以新能源为主体的新型电力系统提供了政策保障。633号文内容十分丰富，其亮点主要在承接过往抽蓄电站发展的相关政策基础上，进一步理顺了抽蓄电站电价形成机制，将原有“政府核定电量电价及容量电价”的两部制电价机制改进为“以竞争性方式形成电量电价，并将容量电价纳入输配电价回收”的新型抽蓄电站价格形成机制，解决了长久以来影响抽蓄行业发展的成本疏导问题，并且提出建立与电力市场建设发展相衔接的机制。在规划建设和投资管理、成本回收和价格机制方面，具体来说，主要有以下几点：

鼓励社会资本积极参与抽蓄电站投资建设。一般认为，抽蓄属于竞争性业务，其投资主体应该多元化。随着我国市场化改革、技术进步及市场主体准入管制的放松，抽蓄电站的投资主体已经不限于电网企业。为调动社会资本参与抽蓄电站投资建设的积极性，633号文提出通过签订中长期合同、实施“三公”调度、严格执行两部制电价政策、及时结算电费四项约束性措施，保障非电网抽蓄电站业主的合理权益。此外，容量电价核定办法明确，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定，稳定了社会资本投资收益的可预期性。

构建考虑功能定位和服务范围的容量电费分摊机制。抽蓄电站能够为电力系统提供调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动六大功能服务，有效保障电力系统安全稳定运行、提升新能源利用效率，使电力系统及用户广泛受益，属于电力系统公共服务产品范畴。当前管理体制下，电网企业代表电力系统及用户向抽蓄电站购买电力服务并支付服务费，并不等于抽蓄电站成本进入输配电价，而应是受益主体承担相应费用。虽然633号文继续遵循了抽蓄电站成本不得计入输配电定价成本的原则，但也提出可以纳入省级电网输配电价回收，从顶层机制设计层面为抽蓄电站容量电费的合理疏导提供了保障路径。此外，按照“谁受益、谁承担”的原则，633号文提出了合理的分摊结构，即对于服务于区域电网的抽蓄电站，容量电费在多个省级电网的分摊与区域电网容量电费的分摊相统一，对于服务于特定电源和电力系统的抽蓄电站，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。

体现容量电价核定的激励机制。对于抽蓄电站投建中实际贷款利率低于同期市场利率部分，按50%比例在用户和抽蓄电站之间分享，对节约融资成本有明显的激励作用。运行维护费按照从低到高前50%的平均水平核定，对于运维成本先进的抽蓄电站有明显的激励作用。这些收益分享机制安排，体现了经济学机制设计理论中的激励相容原则，有利于促进抽蓄电站可持续健康发展。

强化与电力市场建设的有序衔接。633号文规定，以竞争方式形成电量电价，明确有电力现货时的电量电价按现货市场价格及规则结算；电力现货尚未运行时，鼓励引入竞争性招标采购方式形成电量电价。今后，以新能源为主体的新型电力系统，每个市场主体都具有不同的角色定位。633号文明确提出加快确立抽蓄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，为未来具备条件时抽蓄电站参与电力市场指明了方向。

有关建议

● 进一步完善抽蓄电站价格形成机制，促进抽蓄行业可持续健康发展

633号文属于改革“意见”，表达的是国家价格主管部门对抽蓄电站价格形成机制的改革思路，而非一个具体的定价办法，后续应该在具体实践中出台相应的实施细则。比如容量电费分摊机制就是一个难题，容量电费在多个省级电网如何分摊（为实现更大范围资源优化配置，存在部分抽蓄电站同时服务多个省级电网情况，如浙江天荒坪抽蓄电站同时服务华东电网三省一市）？在特定电源与电力系统间如何分摊（存在部分抽蓄电站同时服务特定电源和电力系统情况，如广州抽蓄电站同时服务广东电网、香港电网、大亚湾核电）？分摊比例如何确定？按照“谁受益，谁承担”的原则，具有强随机性、波动性、间歇性的风电、光伏等新能源，对于系统容量的耗费明显高于其他常规电源，是否应该多分摊、如何多分摊？考虑抽蓄电站对核电稳定运行的调节作用，对核电增加利用小时数或不参与调峰所产生的经济效益，是否应该分享、如何分享？作为受益主体，是否所有用户都应分摊容量电费、分摊比例如何确定？此外，如何确定合理的价格核定参数，如何对成本合理性进行科学审核也都需要进一步深入研究。

●积极推进电力体制改革，深入开展电力市场环境下抽蓄电站运营模式研究

现阶段，我国电力市场建设还不成熟，仅有八个试点省份探索建设了现货市场并启动了长周期结算试运行，带电力曲线的中长期交易不及预期，电力辅助服务市场仍处于初级阶段，市场机制、产品种类还不健全，抽蓄电站还不具备一步到位、完全市场化的条件。在现阶段，两部制电价是一种弥补抽蓄电站成本、获取合理收益的稳妥价格机制。但是，从国家能源主管部门对抽蓄电站改革的态度看，以管制性容量定价为主体的两部制电价只是过渡阶段，而不是最终目标，抽蓄电站未来还是应该参与电力市场，由电力市场来促进、引导抽蓄电站灵活调节和获取收益，这才是我国电力市场化改革的导向。应深入开展抽蓄电站运营机制创新改革研究，探索“新能源+抽蓄”“核电+抽蓄”价值机理和效益实现形式。近期，除了通过低谷电量招标疏导部分成本以外，为充分挖掘抽蓄电站调峰潜力、有效促进新能源消纳，可继续探索开展抽蓄电站富余抽水电量跨省跨区交易。从长远看，抽蓄电站的投资回报应该通过市场机制来解决，条件成熟时可采用“中长期合同+现货电能量市场+容量市场+辅助服务市场”的方式，将其电力服务在市场上拍卖，体现灵活调节的稀缺价值。

● 借鉴抽蓄电站有关经验，及早开展新型储能成本回收和价格形成机制研究

2021年4月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，业界普遍认为这是在“双碳”目标下的政策加码，储能迎来重大政策利好，新型储能即将加速发展。在价格机制方面，该意见提出“建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；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。对于何谓“电网替代性储能设施”，业界一度迷茫。其实，早在2020年9月，国家能源局对十三届全国人大三次会议“关于加快推进电化学储能产业发展的建议”的提案（第9178号）复函中指出，“部分电网侧储能设施实现了对输电线路、变电设备的投资替代，将其建设经营成本纳入电网企业提供输配电服务的费用支出，具有一定的合理性”。新型储能与抽蓄电站在投资机制和价格形成机制方面的问题相似，虽然633号文仅涉及抽蓄电站，但也为整个电力系统储能服务定价奠定了政策基础。对于电网侧储能，最理想的政策方向是参照抽蓄电站规划建设模式，编制储能专项规划，报国家审批后实施。为确保储能需求增长和品质把控，项目经核准后，由电网企业投资建设，作为输配电价核价范围有效资产，其成本通过输配电价疏导，当然这依赖于电力市场化建设的推进和电价调整空间的打开。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年07期，作者单位：中国南方电网有限责任公司改革发展研究中心

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