权威解读 | 贯彻落实两部制电价机制，推动抽水蓄能市场健康有序发展-北极星水力发电网

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5月15日，国家发展改革委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，进一步完善抽水蓄能电站价格机制。时值《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》发布两周年，作为构建新型电力系统的重要支撑，我国抽水蓄能发展正在政策支持下步入快车道。对于抽水蓄能市场的健康有序发展，电价机制有着极为重要的意义，在水电水利规划设计总院副院长赵增海看来，随着我国电力市场逐步完善，两部制电价将逐渐过渡为市场性质的电价机制，引导抽水蓄能电站高质量发展。

一、抽水蓄能两部制电价机制为抽水蓄能快速发展奠定了坚实的基础

我国抽水蓄能电站电价发展经历过单一电价制、租赁制等，经过一段时期的摸索，逐步建立和完善了抽水蓄能两部制电价。2021年4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），“以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接”。633号文全面规定了抽水蓄能电站价格机制疏导方式，为加快抽水蓄能电站建设发展注入了强劲动力。

（一）以竞争性方式形成电量电价。现货市场尚未运行情况下，抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，上网电价按燃煤发电基准价执行，确保电站抽发损耗能够疏导。抽水蓄能电站“抽低谷发高峰”，峰谷价差收益是抽水蓄能价格疏导的重要部分，633号文规定“可鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行”，中标电价低于燃煤发电基准价的75%时，不仅能够疏导抽发损耗，还能够获得超额收益。

在开展电力现货市场试点的省份逐步推动抽水蓄能电站参与电力现货交易，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加。目前我国电力现货市场偶有负电价情况出现。电力供应出现短时性过剩时，为了提前出清，电力企业可能采取低电价甚至负电价的报价策略。随着电力系统新能源装机规模逐步扩大，现货市场低电价情况可能会逐渐变多，有利于抽水蓄能在电力现货市场获得收益和生存空间。

在现货市场尚未实施的省份，鼓励抽水蓄能电站采用招标采购方式购买低价抽水电量；在现货市场已经实施的省份，推动抽水蓄能电站作为独立主体参与市场竞争，能引导抽水蓄能发挥调峰填谷作用，通过峰谷差收益实现价格疏导。

在目前的电价机制下，抽发损耗通过电量效益疏导，弥补抽发损耗后超额收益中的20%，由投资方享有，该规定能够提高抽水蓄能参与市场竞争的积极性。

（二）不断完善容量电价核定机制。容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值。容量电价是抽水蓄能电站容量效益的体现，目前执行两部制电价的抽水蓄能电站主要依靠容量电价来疏导建设成本和合理收益。《抽水蓄能中长期发展规划》发布以来，抽水蓄能产业实现跃升式发展。新的发展形式下，细化并制定统一的抽水蓄能电站容量电价核定原则是有必要的。

二、容量价格核定工作具有重要的示范和引导作用

发改委价格司从633号文发布以来，一直落实相关要求开展容量电价核价工作。2023年5月15日国家发展改革委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号）公布了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，这是对633号文要求的具体落实，在抽水蓄能电站产业发展过程中具有里程碑意义，发挥了良好的示范作用。

一是全面梳理电价体系，贯彻落实两部制电价。2023年起，执行单一容量制电价、单一电量制电价和两部制电价的抽水蓄能电站，均按633号文规定电价机制执行。本次核价范围包括全国所有在运电站和2025年前投产电站，标志着抽水蓄能电站多种电价机制并存的局面即将结束，抽水蓄能电价机制进入了一个新阶段，两部制电价已经成为了我国抽水蓄能的基本电价机制。未来，我们需要探索以两部制电价为基础，推动抽水蓄能市场化。按照633号文，全国抽水蓄能电站的收益率（资本金内部收益率）均为6.5%，电量效益分享机制鼓励电源企业开展电力现货市场报价策略研究，从而逐步推动抽水蓄能通过市场化方式疏导电价。

二是对标行业先进水平合理核定容量电价，引领行业发展方向。抽水蓄能电站成本主要包括建设成本、融资成本和运行成本。根据633号文要求，运行维护费率按在运电站费率从低到高排名前50%的平均水平核定。2022年2月22日国家发展改革委办公厅发布《关于开展抽水蓄能电站定价成本监审工作的通知》（发改办价格〔2022〕130号），对全国31家在运抽水蓄能电站进行成本监审。这是第一次在全国范围内全面开展抽水蓄能电站成本调查和监审。本次成本监审范围涵盖了抽蓄的各类成本，过程中与各电源企业进行了充分的沟通。以本次成本监审数据作为核定电价的依据，向市场传递了明确的合理成本边界信息，可以引导投资者理性开展投资活动、引导行业提高管理水平。

三是再次确认容量电费纳入输配电价回收的机制。2023年5月15日，国家发展改革委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号），明确落实工商业用户用电价格中的系统运行费用“包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等”。政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。为了与输配电价核价周期保持衔接，在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费。容量电价与输配电价同周期核定，核定下一周期输配电价时需要考虑在运抽水蓄能电站容量费用、下一个周期内预计投产的抽水蓄能电站容量费用等，因此本次核价电站范围包括了2025年前投产的电站。

三、推动抽水蓄能电价政策与电力市场建设发展衔接

两部制电价是目前抽水蓄能的基本电价政策，同时也是重要的过渡性政策。当电力市场还无法为调节辅助电源合理定价时，“成本+收益”的两部制电价机制，明确了容量电价疏导路径，使项目具有合理的收益率，以此鼓励行业发展。但另一方面，固定收益会导致抽蓄项目享受不到市场供给紧张时的超额收益。

633号文规定“推动抽水蓄能电站作为独立市场主体参与市场。各地价格主管部门、能源主管部门要按照职能分工，加快确立抽水蓄能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。”随着我国电力市场逐步完善，一旦抽水蓄能电站成为成熟的市场主体，两部制电价将逐渐过渡为市场性质的电价机制，从而完全释放抽水蓄能的价值、盈利能力和抗风险能力，引导抽水蓄能电站高质量发展。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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