完善抽水蓄能价格形成机制，助力构建以新能源为主体的新型电力系统

 　　2021年5月7日，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号)(下称《意见》)，引发能源行业的热切关注，抽水蓄能价格形成机制进一步完善，为促进抽水蓄能电站加快发展，支撑构建新型电力系统，服务实现“双碳”目标奠定坚实基础。


《意见》的出台恰逢其时，意义重大


2020年9月，习近平总书记在第七十五届联合国大会上提出，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。同年12月，习近平总书记在气候雄心峰会上提出，到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。


“碳达峰，碳中和”已被纳入我国生态文明建设整体布局。能源绿色低碳发展是实现“双碳”目标的关键，而电力行业在能源行业中排放量最高，是我国今后碳减排的主攻方向。2021年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议指出：“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。


基于这一目标，新能源在未来电力系统中的主体地位得以明确。为了适应新能源的波动特性，电力系统对灵活性调节资源的需求更加迫切。而抽水蓄能作为当前技术最成熟、功能最齐全、经济性最好的安全调节资源，同时具备调峰填谷、调频调相、事故备用和黑启动等多种功能，能够有效提升核电、风电、光伏等清洁能源利用水平，保障电力系统的安全稳定经济运行，将在国家构建新型电力系统中发挥重要作用。


近年来，国家逐步建立完善抽水蓄能电价形成机制，对促进抽水蓄能电站健康发展、提升综合效益发挥了重要作用，但随着输配电价改革、电力市场化改革的加快推进，抽水蓄能行业也面临着价格疏导机制尚未完全理顺、和电力市场发展衔接欠缺、激励约束机制不够健全等问题。截至2020年底，全国抽水蓄能装机容量3089万千瓦，未达到“十三五”规划4000万千瓦装机的目标。虽然我国抽水蓄能装机规模位居世界第一，但抽水蓄能装机容量占电源总装机容量比例仅为1.5%，而欧洲、日本等发达国家一般在3.5%-8%，与发达国家相比我国仍有较大差距。


《意见》在承接过往对抽水蓄能电站发展的相关政策基础上，解决了长久以来影响抽水蓄能行业发展的容量电费疏导问题，进一步理顺了抽水蓄能电价形成和疏导机制，提出建立与电力市场建设发展相衔接的机制。


本次《意见》的出台，将有效引导我国抽水蓄能行业健康有序发展，进一步提升电力系统的安全性、灵活性和经济性，大幅提高电力系统消纳间歇性可再生能源的能力，为支持风、光、核等清洁能源快速发展，加速构建以新能源为主体的新型电力系统，推动构建清洁低碳安全高效的能源体系，助力实现“双碳”目标奠定了坚实基础。


《意见》聚焦提升抽蓄电价形成机制的


科学性、有效性和操作性


《意见》主要包括五大部分，即总体要求、坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策、健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式、强化抽水蓄能电站建设运行管理及实施安排。


《意见》要求，坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，着力提升电价形成机制的科学性、操作性和有效性，调动各方面积极性，为抽水蓄能电站加快发展、充分发挥综合效益创造更加有利的条件。《意见》提出，以竞争性方式形成电量电价，明确将容量电价纳入输配电价回收，制定抽蓄容量电价核定办法，强化与电力市场建设发展的衔接。


同时，《意见》指出，要强化抽水蓄能电站建设运行管理，统一规划、合理布局、有序建设，保障非电网投资抽水蓄能电站平稳运行，调动社会资本参与抽水蓄能电站建设的积极性，推动抽水蓄能电站作为独立市场主体参与市场，并健全对抽水蓄能电站电价执行情况的监管。


《意见》重要条款解析


明确加快发展抽水蓄能电站的方向。《意见》指出，今后一段时期，加快发展抽水蓄能电站，是提升电力系统灵活性、经济性和安全性的重要方式，是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求，对保障电力供应、确保电网安全、促进新能源消纳，进而推动能源绿色低碳转型具有重要意义。


解决容量电费的疏导问题。在坚持优化两部制电价机制基础上，《意见》首次明确抽水蓄能容量电价机制，提出建立容量电费纳入输配电价回收的机制，即政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网支付，纳入省级电网输配电价回收，容量电价随省级电网输配电价核价周期同步调整。预计国家下一步还将研究省级电网输配电价核价中涉及的电网环节输配电收入与容量电费的衔接问题。


强化与电力市场的衔接。根据《意见》，抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本，并分别对电力现货市场运行及尚未运行的情况做了不同规定。同时，《意见》提出要建立电量电价执行收益分享机制，即抽水蓄能电站在上一监管周期内执行抽水电价、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。《意见》还提到，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，以推动电站自主运用剩余机组容量参与电力市场，逐步实现电站主要通过参与市场回收成本、获得收益，在促进抽蓄电站更好参与市场、保障电力系统稳定运行的同时，进一步降低社会用电成本。


鼓励社会资本参与投资抽水蓄能电站建设。《意见》要求，电网企业要与非电网投资主体投资建设的抽水蓄能电站签订规范的中长期购售电合同，坚持公平公正原则对抽水蓄能电站实施调度，严格执行核定的容量电价和按照规定形成的电量电价，及时结算电费，保障各类投资主体利益，吸引更多社会资本进入抽蓄行业，以竞争推动技术进步、提高运营效率，减轻用户用能负担。南方能源观察