抽水蓄能电价

对抽水蓄能新价格政策与产业发展的认识

余贤华

（国网新源控股有限公司北京市 100761）

[摘要]本文对国家发改委下发的《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》文件进行全

面剖析，在详细分析新价格政策出台对抽水蓄能电站运营和产业发展影响的基础上，提出了新价格政策实

施后保证抽水蓄能有序发展、制定市场运作机制、完善电费疏导、健全抽水蓄能运行评价和超前研究抽水

蓄能市场机制等方面的管理建议。

[关键词] 抽水蓄能电站价格政策产业发展

1 引言

2014年7月31日，国家发改委印发了《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号文，以下简称"新价格政策"），对抽水蓄能电站电价模式、电费回收、机组运营考核和逐步建立市场定价机制等方面政策进一步规范和完善。这是继国家发改委2004年发布《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号文”，以下简称“71号文”）、2007年发布《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号文，以下简称"1517号文"）后，国家主管部门再次对抽水蓄能电站价格政策进行完善与调整，将对今后我国抽水蓄能电站运营和产业发展产生深远影响。本文主要就抽水蓄能价格政策和政策实施后对产业发展的影响进行简要分析，并对提出相关管理建议。

2 新价格政策的主要内容

本次发布的抽水蓄能电站新价格政策文件共5条10款，涉及抽水蓄能电站价格机制、市场定价、费用回收、电站建设和运营、政策实施范围和时间等管理事项，其主要内容可概括为以下4点：（1）明确抽水蓄能电站的定价原则、电价模式和结算方式

电力市场形成前，按合理成本加准许收益的原则核定抽水蓄能电站电价；抽水蓄能电站实行两部制电价模式，容量电价主要弥补电站建设和运行固定成本以及准许收益，电量电价主要弥补运行抽发损耗等变动成本；抽水蓄能电站与电网按月结算电费，容量电费支付与机组运行考核结果挂钩，上网电价按受益电网燃煤机组标杆环保电价结算，抽水电价按上网电价的75%执行。

（2）明确抽水蓄能电站的电费回收方式

电力市场化前，抽水蓄能电站容量电费和运行抽发损耗费用纳入受益省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。

（3）明确加强抽水蓄能电站的建设和运行管理

抽水蓄能电站建设应纳入国家选点规划和相关建设规划，并根据电力系统需要和资源条件统一规划、合理布局和有序建设；对抽水蓄能电站机组运行可靠性和电网调度方式安排合理性等情况加强监管，加大对违规行为的考核。

（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。

（2）机组运行损耗。“1517号文”实际执行时，发现政策上对机组运行损耗承担主体的规定不明确，客观上对机组运行功能的充分发挥带来部分影响。本次政策中明确了两种承担方式：一是电力市场化前，抽水蓄能电站抽发损耗纳入受益电网运行费用统一核定，即由受益电网承担后在电价调整时统筹考虑。二是具备条件的地区，可以采取招标、市场竞价等方式解决。这样为电网合理调度抽水蓄能机组提供了政策保障，也为今后抽水蓄能产业的健康发展明确相关环节的管理责任。

3.3 新价格政策对抽水蓄能电站投资控制和运营管理提出了更高的要求