構建以新能源為主體的新型電力系統，是黨中央高瞻遠矚、審時度勢作出的重大決策部署，是實現碳達峰、碳中和目標的必由之路。

隨著具有強隨機性、波動性、間歇性的新能源大規模、高比例接入電網，電力電量在空間和時間維度上的平衡難度將大幅增加。新型電力系統帶來的新挑戰之一是新能源成為主體電源后如何實現和保障不同時間維度的電力電量平衡，這迫切需要通過發展不同功能定位的儲能來提升系統靈活調節和電能存儲能力。

作為目前技術最為成熟、運行最為可靠、成本最具經濟性且生態環保效益最為明顯的大規模儲能方式，抽水蓄能電站具有啟停時間短、調節速度快、工況轉換靈活的特性，可以有效解決新能源發電運行過程中的電力不穩定問題，將其轉化為系統友好、安全可靠的穩定電力輸出，被喻為電網的“調節器”“穩壓器”和“平衡器”，已經成為電力系統越來越稀缺的調節資源。

可以說，抽蓄電站是以新能源為主體的新型電力系統極為重要的組成部分，也是服務“雙碳”目標、推動能源低碳轉型發展的重要支撐。

近年來，我國抽蓄電站投運規模持續擴大，對保障電網安全穩定運行和新能源消納發揮了至關重要的作用。在本輪電力體制改革以前，我國已經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，發電企業應承擔的25%租賃費一直未能實施，通過輔助服務市場疏導成本暫不具備實施條件，導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，電力市場化建設持續推進、輸配電價改革不斷深入，抽蓄電站成本被認定為“與輸配電業務無關的費用”，“不得計入輸配電定價成本”，但對該費用如何疏導并無明確規定，新投產和已投產未疏導的抽蓄電站面臨經營困局，抽蓄行業的可持續健康發展受到一定影響。2021年5月，國家發改委印發《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633號，以下簡稱633號文），引發能源行業高度關注。633號文的出臺，對于促進抽蓄電站的可持續健康發展，進一步提高電力系統靈活調節資源有效供給，加快構建以新能源為主體的新型電力系統，可謂恰逢其時、意義重大、影響深遠。

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模約1.5億千瓦，主要分布在美國、歐洲、日本等經濟發達國家（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：

一是電網統一經營方式（內部核算制）。抽蓄電站作為電網組成部分，類似其他輸變電資產，沒有獨立電價。

二是租賃方式（單一容量價格）。第三方投資建設抽蓄電站，由電網租賃，相關費用納入電網統一核算，再通過銷售電價一并疏導。

三是電力市場競爭模式。抽蓄電站多由獨立發電公司投資建設，通過參與電能量市場和輔助服務市場獲取收益，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、無功調節等服務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：一是內部核算制。抽蓄電站成本計入電網運營成本統一核算，電網企業投資建設的抽蓄電站經營模式大多采用該模式。二是租賃制。電網企業租賃抽蓄電站，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%，由電網企業予以補償并向用戶側疏導；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：電價機制主要是內部核算制。法國電力公司統一建設、管理和運營抽蓄電站，按照電網調度運行，沒有獨立電價。

日本：電價機制主要有兩類：一是內部核算制。日本十家電力公司是發、輸、配、售垂直一體化的體系結構，電力公司內部下屬的抽蓄電站采用內部核算制，沒有獨立電價。二是租賃制。第三方投資建設抽蓄電站，在經營上全部采用電力公司租賃經營模式，租賃費按補償成本、合理盈利、公平負擔的原則，通過用戶側銷售電價疏導。

我國抽蓄電站運營模式及電價機制

運營現狀

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、華東和南方區域。雖然我國抽蓄電站在運、在建裝機規模均位居世界第一，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。當前，我國抽蓄行業發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，積極推動抽蓄行業高質量發展。國家能源局印發《2021年能源工作指導意見》，明確提出開展全國新一輪抽蓄電站中長期規劃，加快一批抽蓄電站建成投產，推進一批抽蓄電站核準開工建設。國家電網公司發布服務碳達峰碳中和、構建新型電力系統、加快抽蓄電站開發建設等重要舉措，提出“十四五”期間力爭在新能源集中開發地區和電力負荷中心新增建設抽蓄電站裝機2000萬千瓦以上，投資規模超過1000億元。南方電網公司發布《建設新型電力系統行動方案（2021～2030年）白皮書》，提出“十四五”和“十五五”期間分別投產500萬千瓦和1500萬千瓦抽蓄電站。可見，未來我國抽蓄電站發展需求將持續增長，投產規模將大幅提升，預計2030年我國抽蓄電站裝機規模將達到1～1.2億千瓦，發展前景十分廣闊。

政策體系

規劃建設和投資管理方面的政策主要有：《關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》（發改能源〔2004〕71號），明確要求抽蓄電站建設實行區域統一規劃，主要由電網企業建設和管理。發電企業投資建設的抽蓄電站，作為獨立電廠參與電力市場競爭。《抽水蓄能電站建設工作座談會議紀要》（國能新能〔2009〕233號），明確由水電水利規劃設計總院、國家電網公司和南方電網公司、地方政府共同做好抽蓄電站建設布局的研究和規劃工作。《關于進一步做好抽水蓄能電站建設的通知》（國能新能〔2011〕242號），明確要求原則上由電網企業有序開發、全資建設抽蓄電站，杜絕電網企業與發電企業（或潛在發電企業）合資建設抽蓄電站項目；嚴格審核發電企業投資建設抽蓄電站項目。《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發改價格〔2014〕1763號）和《關于促進抽水蓄能電站健康有序發展有關問題的意見》（發改能源〔2014〕2482號），要求進一步規范和落實抽蓄電站建設管理體制，有序推進抽蓄電站市場化改革；抽蓄電站以電網經營企業全資建設和管理為主，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，鼓勵采用招標、市場競爭等方式確定抽蓄電站項目業主。《關于鼓勵社會資本投資水電站的指導意見》（國能新能〔2015〕8號），明確要求未明確開發主體的抽蓄電站，可通過市場方式選擇投資者。《抽水蓄能規劃工作座談會議紀要》（國能綜新能〔2016〕30號），再次強調項目核準建設必須堅持以規劃為指導，按照國家主導、統一組織的原則，由國家能源局統一組織開展抽蓄電站選點規劃，并委托水電總院負責具體技術指導。綜上，我國抽蓄電站規劃建設和投資管理政策可歸納為：規劃政府管，水電總院、電網公司參與；投資逐步市場化，投資主體招標競爭確定。目前，我國90%的在運、在建抽蓄電站由電網企業獨資或控股投資建設。近年來，非電網企業也在積極介入項目開發和前期工作。

成本回收和價格機制的政策主要有：《關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》（發改能源〔2004〕71號），明確抽蓄電站建設和運行成本納入電網運行費用統一核定。《關于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知》（發改價格〔2007〕1517號）進一步細化規定，71號文下發后審批的抽蓄電站，由電網企業全資建設，不再核定電價，其成本納入電網運行費用統一核定；71號文下發前審批但未定價的抽蓄電站，作為遺留問題由電網企業租賃經營，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企業消化50%，發電企業和用戶各承擔25%。《關于進一步做好抽水蓄能電站建設的通知》（國能新能〔2011〕242號），再次強調抽蓄電站建設運行成本納入電網運行費用。《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發改價格〔2014〕1763號）和《關于促進抽水蓄能電站健康有序發展有關問題的意見》（發改能源〔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許收益的原則核定，逐步對新投產的抽蓄電站實行標桿容量電價。電量電價主要彌補抽蓄電站抽發電損耗等變動成本，電價水平按當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵等環保電價)執行。抽水電量電價按燃煤機組標桿上網電價的75%執行。容量電費和抽發損耗納入省級電網運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮。綜上，由于建設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：電網內部核算電價、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

價格政策未能嚴格落實。一是發改價格〔2007〕1517號文提出的發、輸、用多方分攤抽蓄電站租賃費（電網企業消化50%，發電企業和用戶各承擔25%）原則未嚴格執行。雖然個別抽蓄電站應由發電企業承擔的25%租賃費通過低谷電量招標進行了疏導，但總體來說規模不大，進展減緩。二是發改價格〔2014〕1763號文提出的電價疏導機制未完全理順。由于抽蓄項目情況千差萬別，全國實行標桿容量電價難度較大，具體的操作規則和方法一直未出臺。三是發改能源〔2014〕2482號文提出的電價疏導機制未嚴格落實。國內大多數調頻輔助服務市場和“兩個細則”均未將抽蓄電站納入其中，通過輔助服務市場疏導機制的實施條件還不成熟。目前，國內2015年以后新投產的抽蓄電站電價均未獲得國家價格主管部門批復，暫執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。《輸配電定價成本監審辦法（試行）》（發改價格〔2015〕1347號）和《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》（發改價格規〔2016〕2711號），抽蓄電站被認定為“與省內共用網絡輸配電業務無關”，“不得納入可計提收益的固定資產范圍”。2019年修訂印發的新版本《輸配電定價成本監審辦法》（發改價格規〔2019〕897號）和《省級電網輸配電價定價辦法》（發改價格規〔2020〕101號）繼續堅持這一原則，抽蓄電站被認定為“與電網企業輸配電業務無關的費用”，“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、成本費用剔除在有效資產和定價輸配電成本的范圍之外，沒有納入輸配電價。目前電網企業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，并作為銷售電價調整因素進行疏導。但存在以下問題：市場化交易采用價差傳導模式時，用戶側銷售電價是在目錄電價基礎上調整，而目錄電價調整時考慮了電網企業購電成本影響，從而對電網企業影響不大；但市場化交易采用順價模式時，用戶側電價是在發電側交易電價基礎上，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，各環節均未考慮電網企業購電成本，從而本應市場化用戶承擔的部分抽蓄電站成本全部轉移至電網企業承擔。

對《關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展的角度出發，為“雙碳”目標要求下構建以新能源為主體的新型電力系統提供了政策保障。633號文內容十分豐富，其亮點主要在承接過往抽蓄電站發展的相關政策基礎上，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發展的成本疏導問題，并且提出建立與電力市場建設發展相銜接的機制。在規劃建設和投資管理、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。一般認為，抽蓄屬于競爭性業務，其投資主體應該多元化。隨著我國市場化改革、技術進步及市場主體準入管制的放松，抽蓄電站的投資主體已經不限于電網企業。為調動社會資本參與抽蓄電站投資建設的積極性，633號文提出通過簽訂中長期合同、實施“三公”調度、嚴格執行兩部制電價政策、及時結算電費四項約束性措施，保障非電網抽蓄電站業主的合理權益。此外，容量電價核定辦法明確，經營期內資本金內部收益率按6.5%核定，穩定了社會資本投資收益的可預期性。

構建考慮功能定位和服務范圍的容量電費分攤機制。抽蓄電站能夠為電力系統提供調峰、調頻、調相、儲能、系統備用和黑啟動六大功能服務，有效保障電力系統安全穩定運行、提升新能源利用效率，使電力系統及用戶廣泛受益，屬于電力系統公共服務產品范疇。當前管理體制下，電網企業代表電力系統及用戶向抽蓄電站購買電力服務并支付服務費，并不等于抽蓄電站成本進入輸配電價，而應是受益主體承擔相應費用。雖然633號文繼續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輸配電價回收，從頂層機制設計層面為抽蓄電站容量電費的合理疏導提供了保障路徑。此外，按照“誰受益、誰承擔”的原則，633號文提出了合理的分攤結構，即對于服務于區域電網的抽蓄電站，容量電費在多個省級電網的分攤與區域電網容量電費的分攤相統一，對于服務于特定電源和電力系統的抽蓄電站，容量電費按容量分攤比例在特定電源和電力系統之間進行分攤。

體現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，體現了經濟學機制設計理論中的激勵相容原則，有利于促進抽蓄電站可持續健康發展。

強化與電力市場建設的有序銜接。633號文規定，以競爭方式形成電量電價，明確有電力現貨時的電量電價按現貨市場價格及規則結算；電力現貨尚未運行時，鼓勵引入競爭性招標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，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、現貨市場交易、輔助服務市場或輔助服務補償機制，為未來具備條件時抽蓄電站參與電力市場指明了方向。

有關建議

進一步完善抽蓄電站價格形成機制，促進抽蓄行業可持續健康發展

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，后續應該在具體實踐中出臺相應的實施細則。比如容量電費分攤機制就是一個難題，容量電費在多個省級電網如何分攤（為實現更大范圍資源優化配置，存在部分抽蓄電站同時服務多個省級電網情況，如浙江天荒坪抽蓄電站同時服務華東電網三省一市）？在特定電源與電力系統間如何分攤（存在部分抽蓄電站同時服務特定電源和電力系統情況，如廣州抽蓄電站同時服務廣東電網、香港電網、大亞灣核電）？分攤比例如何確定？按照“誰受益，誰承擔”的原則，具有強隨機性、波動性、間歇性的風電、光伏等新能源，對于系統容量的耗費明顯高于其他常規電源，是否應該多分攤？如何多分攤？考慮抽蓄電站對核電穩定運行的調節作用，對核電增加利用小時數或不參與調峰所產生的經濟效益，是否應該分享？如何分享？作為受益主體，是否所有用戶都應分攤容量電費？分攤比例如何確定？此外，如何確定合理的價格核定參數，如何對成本合理性進行科學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境下抽蓄電站運營模式研究

現階段，我國電力市場建設還不成熟，僅有八個試點省份探索建設了現貨市場并啟動了長周期結算試運行，帶電力曲線的中長期交易不及預期，電力輔助服務市場仍處于初級階段，市場機制、產品種類還不健全，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，抽蓄電站未來還是應該參與電力市場，由電力市場來促進、引導抽蓄電站靈活調節和獲取收益，這才是我國電力市場化改革的導向。應深入開展抽蓄電站運營機制創新改革研究，探索“新能源+抽蓄”、“核電+抽蓄”價值機理和效益實現形式。近期，除了通過低谷電量招標疏導部分成本以外，為充分挖掘抽蓄電站調峰潛力、有效促進新能源消納，可繼續探索開展抽蓄電站富余抽水電量跨省跨區交易。從長遠看，抽蓄電站的投資回報應該通過市場機制來解決，條件成熟時可采用“中長期合同+現貨電能量市場+容量市場+輔助服務市場”的方式，將其電力服務在市場上拍賣，體現靈活調節的稀缺價值。

借鑒抽蓄電站有關經驗，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，國家發改委、國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》，業界普遍認為這是在“雙碳”目標下的政策加碼，儲能迎來重大政策利好，新型儲能即將加速發展。在價格機制方面，該意見提出“建立電網側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；研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收”，對于將能夠延緩電網投資的儲能進入輸配電價留下了一定空間。對于何謂“電網替代性儲能設施”，業界一度迷茫。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“關于加快推進電化學儲能產業發展的建議”的提案（第9178號）復函中指出，“部分電網側儲能設施實現了對輸電線路、變電設備的投資替代，將其建設經營成本納入電網企業提供輸配電服務的費用支出，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儲能服務定價奠定了政策基礎。對于電網側儲能，最理想的政策方向是參照抽蓄電站規劃建設模式，編制儲能專項規劃，報國家審批后實施。為確保儲能需求增長和品質把控，項目經核準后，由電網企業投資建設，作為輸配電價核價范圍有效資產，其成本通過輸配電價疏導，當然這依賴于電力市場化建設的推進和電價調整空間的打開。

（作者單位：中國南方電網有限責任公司改革發展研究中心。）