对抽水蓄能新价格政策与产业发展的认识

(4)对抽水蓄能电站逐步推行市场定价做了制度性安排 明确本次新出台的价格政策仅适用于电力市场化前;提出逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价;鼓励具备条件的地区采用招标、市场竞价等方式确定项目业主、电量和电价等。文件同时还明确，今年 8 月 1 日以后新投产抽水蓄能电站按新电价机制执行;已投产未核价的抽水蓄能电站按新电价机制核定电价;已核定电价的抽水蓄能电站逐步实行两部制电价。

3 对新价格政策的认识

3.1 本次价格政策与“1517 号文”政策出台时产业环境发生了根本性改变

(1)产业规模快速增长。2004 年以前，为适应电力系统调峰和其它辅助服务需要，我国相继开工建设了桐柏、泰安、宜兴、恵州等大型抽水蓄能电站。当时全国电力总装机容量 4.42 亿千瓦，其中风电、核电等新能源电源发展刚刚起步，抽水蓄能运行机组容量 565 万千瓦，占全国电力总装机容量不足 1.3%，因此抽水蓄能发展和管理仍处于摸索阶段。从 2006 年开始，建设项目要陆续投产。为解决 2004 年以前已核准这批项目的还本付息和正常运营需要，国家发改委在 2007 年出台了 “1517 号文”，明确对新投产项目实行容量电费电价政策，这也是我国抽水蓄能产业历经近 40 年发展后首次明确电价政策。由于政策明确指出用于解决“71 号文”以前核准项目，实质上就是解决“71 号文”出台后的历史遗留问题，因此政策导向上也坚持了“71 号文”的投资和价格政策基调，并按抽水蓄能电站主要服务于电网安全、但发电企业和用户也是受益主体的原则来设计容量电费承担方式。随着抽水蓄能产业的不断发展，业内对该项政策出现了不同的认识，主要集中在是否应该单独核价和费用是否合理承担两个方面。

经过几年的发展，抽水蓄能产业规模逐渐壮大。截止 2014 年 6 月底，全国运行抽水蓄能机组容量达到 2154 万千瓦，接近 2006 年底的 3 倍;抽水蓄能电站服务电网区域达到 20 个，是 2006 年底的 1.5 倍;在建(含已核准筹建开工)项目规模 2008 万千瓦，是 2006 年底的 1.5 倍。伴随产业规模的持续增长，社会各界、电网调度和抽水蓄能企业对产业发展和运营规律的认识也逐步加深，电力企业、科研机构对建立合理抽水蓄能价格政策积极献计献策，积极促进了价格政策出台。

(2)大量的电站运营实践和研究成果为新政策出台提供了有效的支撑

2006 年以前，我国抽水蓄能产业属于起步阶段，实际投入商业运营的电站也只有十三陵、天荒坪和广蓄等少数几家，加之当时以缺电为主的电力供需、以火电为主和新能源比例极低的电源结构等环境的约束，电站功能基本上以调峰填谷为主。从 2006 年到 2013 年底，我国有 12 家共 1420 万千瓦大型抽水蓄能电站先后投入商业运行。随着运行容量增加，电站运营和调度理念与方法、运行经验日臻完善，机组运营状况也得到行业主管部门的日益关注。原电力监管机构也对抽水蓄能电能交易、调度运行等情况进行多次分析，提出多项监管意见。近几年，受有关部门委托、发改委新能源研究所、中咨公司、水规总院和部门高等院校等科研机构对抽水蓄能调度运行、运营管理、电价和税收等管理工作进行多维度和多层次的研究。特别是在如何确立适应我国能源结构的抽水蓄能功能定位、如何合理构建抽水蓄能投资、价格和运行管理机制等方面研究逐渐深入，认识逐渐统一。大量的电站运营数据和研究成果为完善抽水蓄能价格政策提供有力的支撑，为政策出台提供了坚实的基础。

3.2 新价格政策对电站的电费结算和电网的费用回收两个环节进行政策完善，并明确电站抽发损耗的承担主体

(1)电费结算和回收。新的抽水蓄能价格政策，首先对抽水蓄能电站的电价机制进行明确，即抽水蓄能电站按两部制模式单独核定电价，机组投入商业运营后，根据机组运行考核情况与电网进行电费结算;其次，政策还明确在电力市场化前，电网支付抽水蓄能费用的回收方式，即纳入销售电价统筹考虑。这样既理顺了多年来困扰抽水蓄能企业的电费结算和当地税费交纳问题，还为电网统筹解决电费来源问题提供了政策依据，能有效预防类似“1517 号文”出台的执行难题，便于政策的落实，又能促进发挥抽水蓄能运行效益。