抽水蓄能电站是目前最成熟的储能技术路线，对促进我国实现“2030年前碳达峰、2060年前碳中和”目标、构建以新能源为主体的新型电力系统具有重要意义。日前，国家发展改革委出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，该文件明确了我国抽水蓄能价格机制，我国抽蓄电站的发展有望由此进入快车道，对能源革命提供有力支撑。本文梳理了我国抽水蓄能价格政策演变情况，针对抽水蓄能价格形成机制关键问题提出完善建议。
一、我国抽水蓄能价格政策演变分析
我国抽水蓄能价格政策的历史沿革总体上可以追溯到2004年。十几年间，伴随着我国抽水蓄能电站投资运营模式的转变，以及我国电力市场化改革进程的不断推进，总体来看抽水蓄能价格机制基本上较好地契合了抽蓄电站不同发展阶段的需要。其政策演变可以划分为三个阶段。第一个阶段：电力市场化改革前，抽蓄电站由电网统一运营或租赁运营，其定价也未实行独立价格机制。2004年，国家发展改革委印发了《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），规定抽水蓄能电站主要由电网经营企业进行建设和管理。因为抽水蓄能电站主要服务于电网，为了充分发挥其作用和效益，抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，具体规模、投资与建设条件由国务院投资主管部门严格审批，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。2007年，国家发展改革委发布了《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），规定了发改能源〔2004〕71号文件下发前审批但未定价的抽水蓄能电站，作为遗留问题由电网企业租赁经营，租赁费由国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定。核定的抽水蓄能电站租赁费原则上由电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%。发电企业承担的部分通过电网企业在用电低谷招标采购抽水电量解决，用户承担的部分纳入销售电价调整方案统筹解决。电力体制改革之前，尚未形成独立的输配电价，政府统一制定上网电价、销售电价，电网的收入模式体现为购销价差。而当时的抽水蓄能电站，客观上是作为电网的一部分，为电网企业在大范围内调度、平衡电力电量、保障电力实时平衡服务的。因此，当时抽水蓄能电站由政府核定单一容量（电量）电价或者两部制电价，并将其纳入电网购销价差中进行疏导，是契合当时的运营模式和价格管理模式的。第二个阶段：伴随着投资主体的逐步多元化，抽蓄电站初步明确了独立价格机制，但成本传导渠道尚未理顺。2014年，国家发展改革委发布《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），规定了抽水蓄能电站价格机制：电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价。电价按照合理成本加准许收益的原则核定。其中，成本包括建设成本和运行成本；准许收益按无风险收益率（长期国债利率）加1%～3%的风险收益率核定。鼓励通过市场方式确定电价，推动抽水蓄能电站电价市场化，在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主、电量、容量电价、抽水电价和上网电价。另外，〔2014〕1763号还规定了抽水蓄能电站费用回收方式，电力市场化前，抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（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。“十三五”规划明确要加快抽水蓄能电站建设，鼓励抽水蓄能投资主体多元化。加强抽水蓄能电站调度运行管理，切实发挥抽水蓄能电站提供备用、增强系统灵活性的作用。支持抽水蓄能电站投资主体多元化。这一时期，1763号文件确立了抽蓄电站独立定价的两部制价格机制，为推动抽蓄电站多元化投资主体奠定了重要基础。2016年，国家发展改革委印发了《省级电网输配电价定价办法（试行）》，明确提出抽水蓄能电站相关费用不纳入电网企业准许收益，但对该费用如何疏导并无明确规定。2019年，国家发展改革委修订出台《输配电定价成本监审办法》，再次将抽水蓄能电站列为与输配电业务无关的费用，规定不得计入输配电定价成本。但对抽水蓄能电站产生的费用如何疏导仍无明确规定。进入独立定价阶段，抽水蓄能电站虽然明确了两部制方式确定独立电价机制，但由于市场化改革尚未完善，销售电价尚未完全放开，输配电定价成本和资产又不包含抽蓄电站费用，而抽蓄电站的运营又完全依照调度指令，此时抽蓄电站成本传导成为制约抽蓄发展的最大问题，不仅新的电站成本传导机制不明确，老机组（成本已在销售电价中疏导）在伴随着市场化逐步放开的过程中（由目录电价改为市场顺价模式），成本传导也将会出现问题。同时，我国市场化改革也在不断深化，电改“9号文”和《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》中均提出，要进一步完善和深化电力辅助服务补偿机制，推荐电力辅助服务市场化。西北、华北、华中、华东等区域先后出台区域并网发电厂辅助服务管理实施细则、区域发电厂并网运行管理实施细则，标志着我国电力调峰辅助服务市场的逐步完善，抽蓄电站的辅助服务功能可以在辅助服务市场中得到一定的补偿。但总体上看，细则补偿标准偏低，对于抽蓄电站相对较高的投资运行成本补偿“杯水车薪”。在此阶段，随着新能源快速发展以及特高压输电的发展，我国电力系统安全稳定，频率控制问题突出，必须考虑建设抽蓄电站等灵活电源和必要的负荷控制措施，确保大功率缺失情况下的频率稳定和频率恢复能力。抽水蓄能大规模建设和发展被提上日程，但受限于成本疏导问题，各方投资主体均持观望态度。第三个阶段：新的定价机制和传导机制的确立，将抽水蓄能电站建设推向快车道，较好解决了由政府定价向市场竞价的过渡问题。在定价机制方面，从抽水蓄能功能定位及其服务对电网具有公共品属性出发，综合利用现阶段市场之手和政府之手各自优势，做出了现阶段抽水蓄能继续坚持两部制电价的政策选择。在分摊传导机制方面，建立起完整的成本回收与分摊机制，对于电量电价，确定了抽水蓄能电量电价执行方式以及抽水电量产生损耗的疏导方式；对于容量电价，明确将抽水蓄能容量电费纳入输配电价回收。在激励机制方面，在节约融资成本、运维费用等方面设计了容量电价核定的激励性措施。在衔接机制方面，与未来电力市场化改革进行了有效衔接，建立了适应电力市场发展的调整机制和收益分享机制，为未来政策向市场过渡奠定基础。总体来看，新机制坚持并优化了抽水蓄能两部制电价政策，提出了一系列新的措施和办法，这次完善抽水蓄能电站价格机制，是在我国深入推进电力体制改革过程中，较好地体现了市场化的改革方向，在电量电价形成中体现了市场机制的作用，同时又兼顾了当前市场化改革的过渡时期，市场机制不健全的情况下，由电网统一购买抽水蓄能服务，确保系统安全稳定运行的实际需要，有利于引导多元化投资主体加快推进抽水蓄能电站建设，对于充分发挥抽水蓄能电站的灵活调节作用，推动加快构建以新能源为主体的电力系统，促进我国如期实现碳达峰、碳中和目标具有十分重要的意义。
二、完善我国抽水蓄能价格机制关键问题
尽管新的定价机制较好地衔接了过去、现在和未来的抽蓄价格政策，较好地平衡了各方的利益，但下一步仍有两方面关键问题需要深化和完善。
一是抽蓄电站成本如何在各省分摊的问题。为实现更大范围资源优化配置，我国抽水蓄能电站大多由区域电网调度，使得抽蓄的功能能够在更大范围、多个省级电网发挥作用。基于此，新机制明确提出了充分考虑容量电费在多个省级电网分摊要求。如何在区域内各省分摊，新机制并没有明确。历史方式上，抽蓄电站容量电费在区域内按出资比等固定比例在区域内各省进行分摊，但这种方式显然难以适应未来新建电站：一方面，随着投资主体的多元化，将有更多的抽蓄电站控股在非电网企业，操作上难以实现按出资比将容量电费分摊进各省（以国网经营区为例，过去所有抽蓄电站中都属新源公司的股权占比最大，在其他股东方，主要由抽蓄电站所在省市的电网公司和区内其他省市的电网公司组成，因此具有按投资比分摊的条件，未来这一情况将极大改变）；另一方面，更为重要的是，按投资比难以体现抽蓄电站在各省的功能和价值，根据抽蓄电站在各省的功能定位和受益程度分摊，更能体现“谁受益、谁分摊”的原则。当前，抽水蓄能电站主要功能是调峰、调频、系统备用、无功补偿、黑启动等，以维护系统安全稳定运行、服务大规模远距离输电和促进新能源消纳。由于市场机制的不完善，抽蓄电站无法通过市场方式实现上述功能，而主要是将控制权完全上交调度机构，扮演紧急状况下拥有快速调节能力、能帮助调度机构迅速控制局面的“兜底者”。从抽蓄电站目前的收入构成上看，其成本补偿也主要是两部制电费收入及辅助服务市场收入。从辅助服务市场获得的收入初步测算占比不足1%。一是规定的补偿模式主要针对常规火电和水电厂，补偿收入来自其他发电厂让利，抽蓄从中获得的补偿数额较小；二是部分辅助服务市场试点地区对抽蓄开放了调频交易市场，调频市场的收入来自调度机构的单边购买；三是专门开辟抽水蓄能辅助服务专项市场（如湖南）以及东北区域的超抽补偿，对抽水蓄能超过额定的抽水电量进行固定价格的补偿，按照深调费用比例在电厂中分摊。可以看出，目前的辅助服务市场一方面是补偿数额小，另一方面是基于发电侧内部的补偿，没有实现向用户侧传导，而新机制下抽蓄的成本需要明确向用户侧传导。下一步笔者认为抽蓄容量电费在各省间的成本分摊方式，应结合市场机制的建设，分阶段考虑。近期：市场尚未成熟时期，应加强区域辅助服务市场建设，逐步扩大调峰、调频辅助服务市场主体范围，允许区域内抽蓄电站参与调峰、调频市场。通过市场机制，确定抽蓄电站调峰、调频成本在各省间分摊的比例，在此比例基础上，考虑抽蓄电站在各省容量备用情况，确定容量电费（扣除市场收入后）在各省分摊的综合比例。不具备条件的区域可考虑暂按各省高峰责任比例或参照《区域电网输电价格定价办法》（发改价格〔2020〕100号）明确的区域电网容量电费分摊比例确定容量电费分摊比例。中远期：加快省间电力市场建设，逐步将现行省间调峰市场纳入省间电力现货交易市场，逐步建立省间备用容量市场，可通过市场机制，进一步明确抽蓄在各省功能责任比例，进而明确容量电费分摊比例。在此阶段，可逐步推动抽蓄电站进入市场。二是抽蓄电站如何逐步进入市场的问题。新机制考虑了现阶段我国抽水蓄能电站还不具备完全推向市场的条件。我国电力市场的建设还不完善，仅有部分试点省区建立了现货市场并启动了连续模拟试运行，电力辅助服务市场仍处于初级发展阶段，产品种类仍不健全，抽水蓄能电站直接推向市场还不具备足够的条件。因此，新机制仍然主要采用政府定价确定容量电费的方式保障抽蓄电站的主要收入来源。我国电改“9号文”明确了“放开两头、管住中间”的新一轮电力体制改革和电力市场的建设方向，鼓励市场竞争，充分发挥市场配置资源的决定性作用。因此新机制也明确提出了逐步推动抽水蓄能电站进入市场。未来市场成熟阶段，抽水蓄能电站可能将面临全面参与电力市场的要求。考虑我国国情，参照国际经验，抽水蓄能全面参与市场需要两个前提条件。一是电力市场建设成熟完善，有抽水蓄能参与市场的机制和“中长期合同+现货市场+辅助服务+容量补偿”的收入渠道；二是配套建立风险防控机制，保障抽水蓄能电站的稳定经营。为促进抽水蓄能电站参与市场竞争，应大力促进我国电力市场的建设，建立健全电能量市场、辅助服务市场、容量市场。电能量市场（中长期市场和现货市场）、辅助服务市场主要用于解决抽蓄电站的运行收益问题。在现货市场中，抽水蓄能电站可以采用单独参与或者与其他电源打捆参与等多种方式参与省间现货市场和省内现货市场。抽水蓄能电站可以在现货市场价格较低的时段抽水，在现货市场价格较高的时段发电，通过参与现货市场竞价获取价差收益。在辅助服务市场中，抽水蓄能电站可提供调频、调压、备用和黑启动等多元化的辅助服务，进而获得相应的收益。容量市场可从中长期角度保障电力系统发电容量的充裕性，引导抽水蓄能电站的建设。在容量市场中，抽水蓄能电站可获得相应收益，保障其运营周期内的合理收益水平，激励各市场主体对于抽水蓄能电站的投资建设。此外，为应对抽水蓄能电站从市场中获得收入不足补偿电站成本的情况，还需要建立一种保障抽水蓄能合理收入的“兜底”机制。从英国、德国等国家抽水蓄能电站参与电力市场的国际经验来看，随着新能源渗透率和参与市场比例的增高，电力市场价差下降，抽水蓄能电站通过电力市场竞价获利的难度有所上升。同时，考虑我国的基本国情，政府在制定现货市场限价机制中，最高价格很可能限定得较低，使抽蓄在电能量市场中的获利空间更加有限。在这种情况下，抽水蓄能电站参与市场竞争有可能难以补偿成本，因此，极有可能需要由政府或其授权机构与抽蓄电站签订长协，以差价合约等“兜底”形式，保障抽水蓄能电站的稳定运营。
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