在碳达峰、碳中和目标要求下，“十四五”时期，构建以新能源为主体的新型电力系统成为必然选择。为适应新能源波动等特性，需配备足够的灵活调节资源和储能设施。初步预测“十四五”期间我国抽水蓄能投产规模将达3500万千瓦，“十四五”末期总装机规模将突破6500万千瓦。近日，国家发改委出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，将有利于促进抽水蓄能电站有序发展，保障上述目标实现。

完善抽水蓄能价格机制 是适应新形势的需要

2014年，国家发改委发布了《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），明确“电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价”。其中，容量电价按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定，电量电价按照当地燃煤机组标杆上网电价执行，相应的抽水电量电价按照燃煤机组标杆上网电价的75%执行。这一电价机制在当时的市场环境下有效促进了抽水蓄能行业健康发展。

近年来，随着新一轮电力市场化改革加速推进，抽水蓄能电站原价格机制已不能完全满足新形势需要，出现了与电力市场建设衔接不够紧密、激励约束和电费疏导机制不健全等问题。

《意见》紧密结合电力体制改革和市场建设进程，有效解决了容量电费疏导等制约抽水蓄能发展的核心问题，显著提升了价格形成机制的科学性、操作性和有效性，为投资主体获取合理收益提供了政策保障，有利于充分发挥抽水蓄能电站效益，引导抽水蓄能行业健康有序发展，这对于保障电力系统安全稳定经济运行、促进新能源消纳、助力构建新型电力系统均具有重要意义。

新机制注重适应 电力市场化改革现状

适应当前电力市场化改革现状，坚持并优化两部制电价政策。当前我国电力市场已形成以中长期交易为主、现货市场试点补充，辅助服务市场（补偿机制）有序推进的总体格局，但同时，带有分时价格信号的现货市场建设尚未普及，辅助服务市场建设仍处于起步阶段，辅助服务品种不完善、补偿费用长期偏低等情况客观存在，尚不具备将抽水蓄能电站完全推向市场的条件。为适应现状，《意见》坚持两部制电价政策，并在原有基础上进行了优化，明确抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本，通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。

提升核价的科学性和规范性，完善容量电价核定办法。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，由国家发改委按照经营期定价法、对标行业先进水平确定的核价参数进行核定，并制定了配套的《抽水蓄能容量电价核定办法》。同时，适时降低或根据抽水蓄能电站主动要求降低政府核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例，推动抽水蓄能电站逐步参与市场。

与电力市场有效衔接，以竞争性方式形成电量电价。《意见》明确在电力现货市场运行的地方，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，市场形成价格的方式符合电力体制改革的方向。同时，《意见》对于尚不具备完全通过市场形成价格的情况也进行了明确，兼顾了各地电力市场建设进度不同的实际，确保了文件广泛适用。

解决容量电费疏导难题，健全电费分摊疏导机制。容量电费难于疏导和分摊一直是制约抽水蓄能行业发展的关键问题。《意见》明确了容量电费纳入省级电网输配电价回收，并与输配电价核价周期保持衔接。容量电费需要在多个省级电网分摊的，由国家发改委组织相关省区协商确定或参照区域电网容量电费分摊比例合理确定。

激励约束并重，建立收益分享机制。《意见》鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，在监管周期内形成的相应收益，以及执行抽水电价、上网电价形成的收益，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减。

确保电站效益发挥，强化建设运行管理。《意见》要求合理安排抽水蓄能电站运行，加强监管考核，保障非电网投资的抽水蓄能电站平稳运行，在确保抽水蓄能电站效益充分发挥的同时，有充分调动社会资本投资的积极性。

实施公平合理，新老电站统一执行。《意见》明确新投产电站直接执行新的价格机制，已投产电站从2023年起执行新的价格机制。确保所有抽水蓄能电站均能公平合理享受新政策。

在构建新型电力系统的大背景下，新的价格形成机制将服务抽水蓄能行业快速发展，助力双碳目标早日实现。