抽水蓄能電站是目前最成熟的儲能技術路線，對促進我國實現“2030年前碳達峰、2060年前碳中和”目標、構建以新能源為主體的新型電力系統具有重要意義。日前，國家發展改革委出臺了《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，該文件明確了我國抽水蓄能價格機制，我國抽蓄電站的發展有望由此進入快車道，對能源革命提供有力支撐。本文梳理了我國抽水蓄能價格政策演變情況，針對抽水蓄能價格形成機制關鍵問題提出完善建議。
一、我國抽水蓄能價格政策演變分析
我國抽水蓄能價格政策的歷史沿革總體上可以追溯到2004年。十幾年間，伴隨著我國抽水蓄能電站投資運營模式的轉變，以及我國電力市場化改革進程的不斷推進，總體來看抽水蓄能價格機制基本上較好地契合了抽蓄電站不同發展階段的需要。其政策演變可以劃分為三個階段。第一個階段：電力市場化改革前，抽蓄電站由電網統一運營或租賃運營，其定價也未實行獨立價格機制。2004年，國家發展改革委印發了《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），規定抽水蓄能電站主要由電網經營企業進行建設和管理。因為抽水蓄能電站主要服務于電網，為了充分發揮其作用和效益，抽水蓄能電站原則上由電網經營企業建設和管理，具體規模、投資與建設條件由國務院投資主管部門嚴格審批，其建設和運行成本納入電網運行費用統一核定。2007年，國家發展改革委發布了《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），規定了發改能源〔2004〕71號文件下發前審批但未定價的抽水蓄能電站，作為遺留問題由電網企業租賃經營，租賃費由國務院價格主管部門按照補償固定成本和合理收益的原則核定。核定的抽水蓄能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%。發電企業承擔的部分通過電網企業在用電低谷招標采購抽水電量解決，用戶承擔的部分納入銷售電價調整方案統籌解決。電力體制改革之前，尚未形成獨立的輸配電價，政府統一制定上網電價、銷售電價，電網的收入模式體現為購銷價差。而當時的抽水蓄能電站，客觀上是作為電網的一部分，為電網企業在大范圍內調度、平衡電力電量、保障電力實時平衡服務的。因此，當時抽水蓄能電站由政府核定單一容量（電量）電價或者兩部制電價，并將其納入電網購銷價差中進行疏導，是契合當時的運營模式和價格管理模式的。第二個階段：伴隨著投資主體的逐步多元化，抽蓄電站初步明確了獨立價格機制，但成本傳導渠道尚未理順。2014年，國家發展改革委發布《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），規定了抽水蓄能電站價格機制：電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價。電價按照合理成本加準許收益的原則核定。其中，成本包括建設成本和運行成本；準許收益按無風險收益率（長期國債利率）加1%～3%的風險收益率核定。鼓勵通過市場方式確定電價，推動抽水蓄能電站電價市場化，在具備條件的地區，鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目業主、電量、容量電價、抽水電價和上網電價。另外，〔2014〕1763號還規定了抽水蓄能電站費用回收方式，電力市場化前，抽水蓄能電站容量電費和抽發損耗納入當地省級電網（或區域電網）運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮?！笆濉币巹澝鞔_要加快抽水蓄能電站建設，鼓勵抽水蓄能投資主體多元化。加強抽水蓄能電站調度運行管理，切實發揮抽水蓄能電站提供備用、增強系統靈活性的作用。支持抽水蓄能電站投資主體多元化。這一時期，1763號文件確立了抽蓄電站獨立定價的兩部制價格機制，為推動抽蓄電站多元化投資主體奠定了重要基礎。2016年，國家發展改革委印發了《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》，明確提出抽水蓄能電站相關費用不納入電網企業準許收益，但對該費用如何疏導并無明確規定。2019年，國家發展改革委修訂出臺《輸配電定價成本監審辦法》，再次將抽水蓄能電站列為與輸配電業務無關的費用，規定不得計入輸配電定價成本。但對抽水蓄能電站產生的費用如何疏導仍無明確規定。進入獨立定價階段，抽水蓄能電站雖然明確了兩部制方式確定獨立電價機制，但由于市場化改革尚未完善，銷售電價尚未完全放開，輸配電定價成本和資產又不包含抽蓄電站費用，而抽蓄電站的運營又完全依照調度指令，此時抽蓄電站成本傳導成為制約抽蓄發展的最大問題，不僅新的電站成本傳導機制不明確，老機組（成本已在銷售電價中疏導）在伴隨著市場化逐步放開的過程中（由目錄電價改為市場順價模式），成本傳導也將會出現問題。同時，我國市場化改革也在不斷深化，電改“9號文”和《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》中均提出，要進一步完善和深化電力輔助服務補償機制，推薦電力輔助服務市場化。西北、華北、華中、華東等區域先后出臺區域并網發電廠輔助服務管理實施細則、區域發電廠并網運行管理實施細則，標志著我國電力調峰輔助服務市場的逐步完善，抽蓄電站的輔助服務功能可以在輔助服務市場中得到一定的補償。但總體上看，細則補償標準偏低，對于抽蓄電站相對較高的投資運行成本補償“杯水車薪”。在此階段，隨著新能源快速發展以及特高壓輸電的發展，我國電力系統安全穩定，頻率控制問題突出，必須考慮建設抽蓄電站等靈活電源和必要的負荷控制措施，確保大功率缺失情況下的頻率穩定和頻率恢復能力。抽水蓄能大規模建設和發展被提上日程，但受限于成本疏導問題，各方投資主體均持觀望態度。第三個階段：新的定價機制和傳導機制的確立，將抽水蓄能電站建設推向快車道，較好解決了由政府定價向市場競價的過渡問題。在定價機制方面，從抽水蓄能功能定位及其服務對電網具有公共品屬性出發，綜合利用現階段市場之手和政府之手各自優勢，做出了現階段抽水蓄能繼續堅持兩部制電價的政策選擇。在分攤傳導機制方面，建立起完整的成本回收與分攤機制，對于電量電價，確定了抽水蓄能電量電價執行方式以及抽水電量產生損耗的疏導方式；對于容量電價，明確將抽水蓄能容量電費納入輸配電價回收。在激勵機制方面，在節約融資成本、運維費用等方面設計了容量電價核定的激勵性措施。在銜接機制方面，與未來電力市場化改革進行了有效銜接，建立了適應電力市場發展的調整機制和收益分享機制，為未來政策向市場過渡奠定基礎?？傮w來看，新機制堅持并優化了抽水蓄能兩部制電價政策，提出了一系列新的措施和辦法，這次完善抽水蓄能電站價格機制，是在我國深入推進電力體制改革過程中，較好地體現了市場化的改革方向，在電量電價形成中體現了市場機制的作用，同時又兼顧了當前市場化改革的過渡時期，市場機制不健全的情況下，由電網統一購買抽水蓄能服務，確保系統安全穩定運行的實際需要，有利于引導多元化投資主體加快推進抽水蓄能電站建設，對于充分發揮抽水蓄能電站的靈活調節作用，推動加快構建以新能源為主體的電力系統，促進我國如期實現碳達峰、碳中和目標具有十分重要的意義。
二、完善我國抽水蓄能價格機制關鍵問題
盡管新的定價機制較好地銜接了過去、現在和未來的抽蓄價格政策，較好地平衡了各方的利益，但下一步仍有兩方面關鍵問題需要深化和完善。
一是抽蓄電站成本如何在各省分攤的問題。為實現更大范圍資源優化配置，我國抽水蓄能電站大多由區域電網調度，使得抽蓄的功能能夠在更大范圍、多個省級電網發揮作用?；诖?，新機制明確提出了充分考慮容量電費在多個省級電網分攤要求。如何在區域內各省分攤，新機制并沒有明確。歷史方式上，抽蓄電站容量電費在區域內按出資比等固定比例在區域內各省進行分攤，但這種方式顯然難以適應未來新建電站：一方面，隨著投資主體的多元化，將有更多的抽蓄電站控股在非電網企業，操作上難以實現按出資比將容量電費分攤進各?。ㄒ試W經營區為例，過去所有抽蓄電站中都屬新源公司的股權占比最大，在其他股東方，主要由抽蓄電站所在省市的電網公司和區內其他省市的電網公司組成，因此具有按投資比分攤的條件，未來這一情況將極大改變）；另一方面，更為重要的是，按投資比難以體現抽蓄電站在各省的功能和價值，根據抽蓄電站在各省的功能定位和受益程度分攤，更能體現“誰受益、誰分攤”的原則。當前，抽水蓄能電站主要功能是調峰、調頻、系統備用、無功補償、黑啟動等，以維護系統安全穩定運行、服務大規模遠距離輸電和促進新能源消納。由于市場機制的不完善，抽蓄電站無法通過市場方式實現上述功能，而主要是將控制權完全上交調度機構，扮演緊急狀況下擁有快速調節能力、能幫助調度機構迅速控制局面的“兜底者”。從抽蓄電站目前的收入構成上看，其成本補償也主要是兩部制電費收入及輔助服務市場收入。從輔助服務市場獲得的收入初步測算占比不足1%。一是規定的補償模式主要針對常規火電和水電廠，補償收入來自其他發電廠讓利，抽蓄從中獲得的補償數額較??；二是部分輔助服務市場試點地區對抽蓄開放了調頻交易市場，調頻市場的收入來自調度機構的單邊購買；三是專門開辟抽水蓄能輔助服務專項市場（如湖南）以及東北區域的超抽補償，對抽水蓄能超過額定的抽水電量進行固定價格的補償，按照深調費用比例在電廠中分攤?？梢钥闯?，目前的輔助服務市場一方面是補償數額小，另一方面是基于發電側內部的補償，沒有實現向用戶側傳導，而新機制下抽蓄的成本需要明確向用戶側傳導。下一步筆者認為抽蓄容量電費在各省間的成本分攤方式，應結合市場機制的建設，分階段考慮。近期：市場尚未成熟時期，應加強區域輔助服務市場建設，逐步擴大調峰、調頻輔助服務市場主體范圍，允許區域內抽蓄電站參與調峰、調頻市場。通過市場機制，確定抽蓄電站調峰、調頻成本在各省間分攤的比例，在此比例基礎上，考慮抽蓄電站在各省容量備用情況，確定容量電費（扣除市場收入后）在各省分攤的綜合比例。不具備條件的區域可考慮暫按各省高峰責任比例或參照《區域電網輸電價格定價辦法》（發改價格〔2020〕100號）明確的區域電網容量電費分攤比例確定容量電費分攤比例。中遠期：加快省間電力市場建設，逐步將現行省間調峰市場納入省間電力現貨交易市場，逐步建立省間備用容量市場，可通過市場機制，進一步明確抽蓄在各省功能責任比例，進而明確容量電費分攤比例。在此階段，可逐步推動抽蓄電站進入市場。二是抽蓄電站如何逐步進入市場的問題。新機制考慮了現階段我國抽水蓄能電站還不具備完全推向市場的條件。我國電力市場的建設還不完善，僅有部分試點省區建立了現貨市場并啟動了連續模擬試運行，電力輔助服務市場仍處于初級發展階段，產品種類仍不健全，抽水蓄能電站直接推向市場還不具備足夠的條件。因此，新機制仍然主要采用政府定價確定容量電費的方式保障抽蓄電站的主要收入來源。我國電改“9號文”明確了“放開兩頭、管住中間”的新一輪電力體制改革和電力市場的建設方向，鼓勵市場競爭，充分發揮市場配置資源的決定性作用。因此新機制也明確提出了逐步推動抽水蓄能電站進入市場。未來市場成熟階段，抽水蓄能電站可能將面臨全面參與電力市場的要求?？紤]我國國情，參照國際經驗，抽水蓄能全面參與市場需要兩個前提條件。一是電力市場建設成熟完善，有抽水蓄能參與市場的機制和“中長期合同+現貨市場+輔助服務+容量補償”的收入渠道；二是配套建立風險防控機制，保障抽水蓄能電站的穩定經營。為促進抽水蓄能電站參與市場競爭，應大力促進我國電力市場的建設，建立健全電能量市場、輔助服務市場、容量市場。電能量市場（中長期市場和現貨市場）、輔助服務市場主要用于解決抽蓄電站的運行收益問題。在現貨市場中，抽水蓄能電站可以采用單獨參與或者與其他電源打捆參與等多種方式參與省間現貨市場和省內現貨市場。抽水蓄能電站可以在現貨市場價格較低的時段抽水，在現貨市場價格較高的時段發電，通過參與現貨市場競價獲取價差收益。在輔助服務市場中，抽水蓄能電站可提供調頻、調壓、備用和黑啟動等多元化的輔助服務，進而獲得相應的收益。容量市場可從中長期角度保障電力系統發電容量的充裕性，引導抽水蓄能電站的建設。在容量市場中，抽水蓄能電站可獲得相應收益，保障其運營周期內的合理收益水平，激勵各市場主體對于抽水蓄能電站的投資建設。此外，為應對抽水蓄能電站從市場中獲得收入不足補償電站成本的情況，還需要建立一種保障抽水蓄能合理收入的“兜底”機制。從英國、德國等國家抽水蓄能電站參與電力市場的國際經驗來看，隨著新能源滲透率和參與市場比例的增高，電力市場價差下降，抽水蓄能電站通過電力市場競價獲利的難度有所上升。同時，考慮我國的基本國情，政府在制定現貨市場限價機制中，最高價格很可能限定得較低，使抽蓄在電能量市場中的獲利空間更加有限。在這種情況下，抽水蓄能電站參與市場競爭有可能難以補償成本，因此，極有可能需要由政府或其授權機構與抽蓄電站簽訂長協，以差價合約等“兜底”形式，保障抽水蓄能電站的穩定運營。
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