抽水蓄能电站费用分摊及疏导问题调查

▶ 截至2020年底，我国抽水蓄能装机规模3179万千瓦

▶ 业内预计至2035年，总装机规模或将超过1.2亿千瓦

抽水蓄能发展如何上台阶？——抽水蓄能电站费用分摊及疏导问题调查

抽水蓄能是电力系统的主要调节电源。碳中和、碳达峰目标以及构建以新能源为主体的新型电力系统对抽水蓄能发展的要求更为迫切。今年以来，抽水蓄能进入了密集签约与开工期，发展步伐明显加快。

国家发展改革委近期发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，更被视为抽蓄发展的加速器。《意见》助推下，曾长期制约抽水蓄能发展的成本回收与疏导难题将得到多大程度的解决？抽水蓄能如何衔接并适应电力市场建设发展的步伐，如何走得更加顺畅？带着上述问题，记者进行了调查采访。

抽蓄成本回收难在哪？

新能源的快速发展让电力系统对抽水蓄能电站的需求越来越多。这一点，从抽蓄电站运行强度的不断攀升便可见一斑。

南方电网数据显示，南网区域内抽水蓄能电站机组启动次数从2016年的1.8万多次增长至2020年的2.5万多次，机组运行时间从2016年的台均2196小时增长至2020年的台均3345小时。

同样，在国家电网区域，国网浙江仙居抽蓄电站反馈的情况显示，2016年以来该电站年均机组启停次数持续高强度运行，近两年抽水、发电更是由原来的“一抽两发”变为了“两抽两发或三发”，机组启动次数和辅助服务次数逐年增多。国网山东泰山抽蓄电站“十三五”期间年均发电量7.3亿千瓦时，较“十二五”增长了95%；抽水电量9亿千瓦时，较“十二五”增长97%；机组发电工况年均启动1559次，较“十二五”增长59%，抽水工况年均启动1058次，较“十二五”增长154%。

“从系统需求看，抽蓄理应快速发展。而目前我国抽蓄电站装机容量仅占电力系统装机容量的1.43%，比例远低于合理水平。”中国水力发电工程学会副秘书长陈东平告诉记者。截至2020年底，我国抽水蓄能装机规模3179万千瓦，低于电力发展“十三五”规划提出的4000万千瓦目标。“我国虽然已成为抽蓄装机全球第一的国家，但装机占比与欧美发达国家还有一定差距。比如排名第二的日本，抽蓄占比近8%，德国则近3%。”陈东平表示，从对系统结构调整的作用来看，我国抽蓄占比应达到5%。

成本回收难是近年来影响抽蓄建设热情的关键问题。当前，我国在运抽蓄电站主要有三种价格形成方式，一是两部制电价，二是单一容量电价或单一电量电价，三是由市场双方协商形成容量租赁费用。目前只有南方电网广州抽蓄电站一期执行第三种电价机制，个别小电站执行单一电量电价。两部制电价中的电量电费仅覆盖抽水发电损耗，因此以上三种价格机制的实质都是容量电价，通过容量电价回收投资、运维成本和合理收益。

浙江仙居抽蓄电站工作人员告诉记者，电站收益主要来源于容量电价的准许收益，少量来源于在执行现有抽水电价和上网电价的基础上提升机组转换效率产生的收益。新价格机制出台前，由于容量电价向用户传导回收越来越困难，导致电费结算举步维艰。

抽蓄电站的容量电费为何传导不下去？

2014年发布的《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》规定，抽水蓄能容量电费和损耗纳入当地省级电网运行费用统一核算，并通过销售电价疏导至终端用户。

2015年新一轮电改后，销售电价的疏导出现了变化。市场化用户不执行目录电价，其电费构成是市场化交易的上网电价+输配电价+政府性基金电价，不包含抽蓄容量电价。随着发用电市场的全面放开，市场交易电量快速增加，执行目录电价的用户迅速缩减，导致电网通过销售电价回收抽蓄容量电费越来越难。

一位价格主管部门的工作人员告诉记者，除上述原因外，新价格机制的制定还有另外两方面重要原因。一是随着电力市场化进程的推进，抽蓄电站的抽发电量价格需要同市场衔接，以市场信号定价；而现阶段电力现货市场和辅助服务市场还在建设初期，无法支撑抽蓄电站的成本回收。二是随着审批制度的改革，抽蓄核准权限下放到省级政府，而部分大型抽蓄电站服务于多个省份，需要进行容量分摊，原有价格机制没有相应的分摊办法，出现了成本分摊难以落实的问题。

抽蓄服务谁在享受、谁在买单？

抽蓄的成本分摊与疏导应该本着谁受益谁买单的原则，这既有利于保障投资者的利益，促进抽蓄可持续发展，又能够推动抽蓄服务的购买者提升电网友好性，优化用电习惯。

记者了解到，抽蓄新价格机制的设计正是以此为基础，注重科学性、操作性和有效性。

作为电力系统的参与主体，电源、电网、用户三方既是系统平衡的维护者，也是受益者，在抽水蓄能成本分摊中均应承担相应比例的费用。

——为了将抽蓄容量成本有效疏导至用户，新价格机制明确将容量电费纳入输配电价回收。

以输配电价回收是不是意味着将抽水蓄能成本重新纳入输配电价？

根据2016年国家发展改革委发布的《省级电网输配电价定价办法（试行）》，抽蓄电站是与省内共用网络输配电业务无关的固定资产，不能纳入可计提收益的固定资产范围。2019年国家发改委发布的《输配电价成本监审办法》又明确指出，抽蓄电站的成本费用不得计入输配电定价成本。

上述价格主管部门工作人员向记者解释，新价格机制将抽蓄的容量电费纳入输配电价回收，相当于输配电价中的附加项。

“通过输配电价回收容量电费的方法操作性更强，是解决当前抽蓄电价疏导问题的最便捷办法。这是与电力市场衔接的过渡性政策。”他表示，新机制设计了通过竞争性方式形成电量电价，容量电价由政府定价的占比将逐步缩小，根据市场建设情况逐步退出。

“新价格机制全面体现了抽水蓄能提供的服务价值，反映了抽水蓄能服务系统的本质特性，构建了收益的保障机制，有利于调动社会各方投资主体的积极性，将从根本上保障和促进抽水蓄能的可持续发展。”国网新源浙江仙居抽水蓄能有限公司董事长姜成海说。

——为了进一步保障容量成本的合理分摊，新价格机制明确了服务于多省区、特定电源和电力系统的抽蓄容量电费分摊办法，必要时由国家发展改革委组织相关省区协商确定分摊比例；且在核定电站容量电价时扣减特定电源支付的容量费用。

一位业内专家表示，此前，抽蓄电站的价格制定授权地方，此次出台的新价格机制统一了全国定价方式，规避了多省份多部门的沟通问题，能够有效提高工作效率。

新价格机制规定，此前已投运的抽蓄电站将从2023年起执行新机制。对于这些电站而言，重新核定的容量电价会带来哪些变化？

国网新源山东泰山抽水蓄能电站有限责任公司董事长聂刚表示：新价格机制核价参数没有新老电站一刀切，而是考虑历史、照顾实际、尊重规律。“新机制考虑了近二十年来投资成本逐步下降的趋势，对已核定容量电价的抽水蓄能电站维持原资本金内部收益率，有效保障了像泰山电站这样的投产较早电站仍能获得原定预期回报。也考虑了投产较早电站投资额较小、设备老化运维费高的因素，一定程度上保证了运维费需求。初步测算，泰山电站年容量电价与原批复电价基本持平。”

市场中的抽蓄如何走得更好？

“坚持和优化两部制电价，推动抽水蓄能与电力市场建设相衔接是新价格机制的导向。”陈东平表示。

新价格机制提出建立相关收益分享机制。参与市场收益的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，相当于由用户分享。这将激励抽蓄电站更积极参与现货市场和辅助服务市场。

负责南方电网抽水蓄能电站建设运行管理的南方电网调峰调频公司相关负责人表示，新价格机制的出台为抽蓄电站成为独立市场主体提供了基本的保障。同时，电站可以通过参加电力现货市场交易获得变动部分收入，响应尖峰负荷的电价一般要比基荷电价高出数倍，这将有效调动抽蓄电站参与调峰的积极性。

新价格机制还做出了激励抽蓄电站提升运行水平的机制设计，在容量电价核定时对标行业先进水平确定核价参数标准，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。

南方电网调峰调频公司上述负责人告诉记者，抽蓄电站的建设运营将更加重视资产投资回报和价值创造，以保障电网安全、提高系统调节质量和提升运营效率为中心，以关键资产绩效指标管控为抓手，深化资产全生命周期管理，实现资产管理风险、效能和成本综合最优。

国网新源河北抚宁抽蓄电站副总经理杨战营也表示，这将激励电站提高投资效率，降低运维成本。“这是促进抽蓄电站精益化管理的导向，把钱花在刀刃上，优化成本管理，同时也降低了电力用户的负担。”他说。

“电力市场建设、能源转型都还有很长的路要走，期间一定会出现改革和转型的阵痛，也只有通过改革不断解决发展中出现的各种问题。”国家发改委价格司相关工作人员表示。

“抽蓄的市场化发展还有待电力市场的建设完善，同时要坚持市场经济的开发体制，持续放开市场建设，鼓励社会资本参与，还要实现在调度上的客观公平。”陈东平说。

记者获悉，当前，国家能源局正组织开展新一轮抽水蓄能中长期规划。据业内专业机构预测，到2025年抽蓄总装机规模将达到6500万千瓦左右，预期到2035年总装机规模或将超过1.2亿千瓦。

随着新能源的大规模接入、抽蓄等系统调节电源的快速发展，电力系统的运行成本必然会上升。国家发改委价格司上述工作人员表示，对冲成本上升的根本方法还是继续深化改革，强化协同，优化机制，推动能源转型更具经济性，把对冲系统成本上升的资源优化利用到最大程度，避免出现资源浪费。同时，要把握好转型和改革的边际和节奏，市场机制是配置资源效率最高的机制，但电力是一种特殊商品，电力市场会是在设定规则基础上的市场。