eo記者 姜黎
編輯 陳儀方
2021年5月7日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號）（下稱《意見》），業(yè)內(nèi)討論已久的抽水蓄能價格機制塵埃落定。
《意見》指出，以兩部制電價政策為主體，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，強化與電力市場建設(shè)發(fā)展的銜接，進一步完善抽水蓄能價格形成機制。
《意見》主要包括優(yōu)化抽蓄電站兩部制電價政策、明確費用分攤機制、加強抽蓄電站建設(shè)運行管理和具體實施安排等內(nèi)容，并在附錄規(guī)定了抽水蓄能電站容量電價核定的具體辦法。自2023年起，存量及增量抽蓄電站將執(zhí)行《意見》規(guī)定的電價機制。
一位資深電力研究人士認為，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)對供應(yīng)側(cè)和需求側(cè)的調(diào)節(jié)能力提出了更高也更緊迫的要求，而抽蓄作為目前技術(shù)最成熟、經(jīng)濟性最好，同時具備調(diào)峰填谷、調(diào)頻調(diào)相、事故備用和黑啟動等多種功能的靈活性資源之一，需要盡快落實其價格機制，激勵投資。
容量電費納入輸配電價回收
本次發(fā)布的《意見》提出，堅持并優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價政策。一方面以競爭性方式形成電量電價，體現(xiàn)抽蓄電站提供調(diào)峰服務(wù)的價值；另一方面完善容量電價核定機制，體現(xiàn)抽蓄電站提供調(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等輔助服務(wù)的價值。
《意義》明確建立容量電費納入輸配電價回收的機制，即政府核定的抽水蓄能容量電價對應(yīng)的容量電費由電網(wǎng)支付，納入省級電網(wǎng)輸配電價回收。
容量電價將根據(jù)《意見》附件《抽水蓄能容量電價核定辦法》，在成本調(diào)查基礎(chǔ)上，對標行業(yè)先進水平合理確定核價參數(shù)，按照經(jīng)營期定價法統(tǒng)一核定抽水蓄能容量電價，并隨省級電網(wǎng)輸配電價監(jiān)管周期同步調(diào)整。
早在2014年，國家發(fā)改委就曾發(fā)布《關(guān)于完善抽蓄電站價格形成機制有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號），要求在電力市場形成前，對2014年8月1日后投產(chǎn)的抽蓄電站實行兩部制電價。電站容量電價和損耗納入當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。
隨著輸配電價和電力市場化改革的不斷推進，兩輪輸配電價定價均將抽蓄電站的資產(chǎn)、成本費用剔除在有效資產(chǎn)和定價輸配電成本的范圍之外。
這導致輸配電價核價時在建的抽蓄電站容量電費未全額疏導至銷售電價，市場化用戶未承擔抽蓄電站容量電費，原來在銷售電價中已疏導的部分容量電費轉(zhuǎn)為由電網(wǎng)企業(yè)承擔。此外，2014年前已核定容量電價并采用發(fā)、輸、用多方分攤模式的抽蓄電站容量費也難以落實“出處”。
在本次《意見》出臺之前，有業(yè)內(nèi)人士評價，抽水蓄能電價執(zhí)行面臨的“無路可走”的情況，制約了抽蓄行業(yè)的持續(xù)健康發(fā)展。
多位電力研究者曾提出，抽蓄電站應(yīng)與其他調(diào)節(jié)性資源一樣，進入市場，參與公平競爭，以服務(wù)品種定價。
但也有業(yè)內(nèi)人士指出，目前輔助服務(wù)市場尚未成熟，各類品種正循序漸進進入市場，短期內(nèi)無法一步到位建立所有品種的輔助服務(wù)市場?！叭绻F(xiàn)階段將輔助服務(wù)市場作為抽蓄電站投資回收的唯一渠道，抽蓄電站提供的大部分輔助服務(wù)將無法回收成本?！?
此外，目前大部分抽蓄電站均由電網(wǎng)公司投資，能源主管部門認為，如果抽蓄電站參與“兩個細則”考核或進入輔助服務(wù)市場，憑其優(yōu)越的性能將大幅擠占其他市場主體的份額，影響其他市場主體參與市場的積極性，不利于市場的培育發(fā)展。
eo曾報道過，根據(jù)2017年電網(wǎng)公司一份關(guān)于抽水蓄能價格機制的課題，全球1.5億千瓦的抽水蓄能電站中，約85%的電站采用電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營方式或租賃制形式解決投資回報問題。另有15%的電站通過參與電力市場競爭獲取收入，典型代表如英國、美國的RTO/ISO所覆蓋區(qū)域。
在英國第一水電公司的抽蓄電站收入中，年度交易中固定收入部分占70%—80%，由英國國家電網(wǎng)予以補償，并通過附加費的方式向用戶疏導；通過參與電能量市場套利獲得的變動部分只占20%—30%，這部分也覆蓋了電站的抽發(fā)損耗。
“對于抽蓄電站，在市場化改革的過渡期，保持兩部制價格機制，并納入輸配電價傳導回收，是可行性最高的方式。”前述業(yè)內(nèi)人士認為。
強化與電力市場的銜接
根據(jù)《意見》，抽水蓄能電站通過電量電價回收抽水、發(fā)電的運行成本，在電力現(xiàn)貨市場運行的地方，抽水蓄能電站抽水電價、上網(wǎng)電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結(jié)算，抽水電量不執(zhí)行輸配電價、不承擔政府性基金及附加。
對于現(xiàn)貨市場尚未運行的情況，引入競爭機制形成電量電價，即抽水電量可由電網(wǎng)企業(yè)提供，抽水電價按燃煤發(fā)電基準價的75%執(zhí)行，也可委托電網(wǎng)企業(yè)通過競爭性招標方式采購，抽水電價按中標電價執(zhí)行，因調(diào)度等因素未使用的中標電量按燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行。
不過，eo記者注意到，《意見》提出要建立電量電價執(zhí)行收益分享機制。抽蓄電站在上一監(jiān)管周期內(nèi)執(zhí)行抽水電價、上網(wǎng)電價形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價時響應(yīng)扣減，形成的虧損由抽蓄電站承擔。
有業(yè)內(nèi)人士認為，對于電量電價部分，《意見》沿用了2014年的提法。從目前的表述看，并不鼓勵抽蓄進入市場賺取電量電價。“抽蓄一旦進入市場參與競爭，很可能對市場中現(xiàn)存的調(diào)峰機組，如煤電、氣電等造成‘降維打擊’?！?
對于容量電價，《意見》提到，適時降低或根據(jù)抽水蓄能電站主動要求降低政府核定容量電價覆蓋電站機組設(shè)計容量的比例，以推動電站自主運用剩余機組容量參與電力市場，逐步實現(xiàn)電站主要通過參與市場回收成本、獲得收益。
《意見》還要求，電網(wǎng)企業(yè)要與非電網(wǎng)投資主體投資建設(shè)的抽水蓄能電站簽訂規(guī)范的中長期購售電合同，堅持公平公正原則對抽水蓄能電站實施調(diào)度，嚴格執(zhí)行核定的容量電價和按照規(guī)定形成的電量電價，及時結(jié)算電費，保障非電網(wǎng)投資主體利益。
電網(wǎng)公司研究人士認為，在電力市場建設(shè)成熟期，可以實現(xiàn)抽水蓄能通過市場獲取投資回報的經(jīng)營模式。對于為整個電力系統(tǒng)服務(wù)的抽蓄電站，建議由電網(wǎng)企業(yè)或電網(wǎng)企業(yè)與第三方共同投資建設(shè)，可以采用“中長期合同+現(xiàn)貨競價”的投資回收機制；而對于有特定受益主體的抽蓄電站，在接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度的前提下，由受益主體自行投資并通過市場獲取回報。
此外，如果與其他調(diào)節(jié)性資源一道進入電力市場，抽蓄容量電價的定價辦法也應(yīng)隨之調(diào)整。一位業(yè)內(nèi)人士曾指出，要建立容量補償機制或容量市場，應(yīng)統(tǒng)籌考慮多種資源，而不是為單一資源定價。
