抽水蓄能發展如何上臺階？——抽水蓄能電站費用分攤及疏導問題調查

抽水蓄能是電力系統的主要調節電源。碳中和、碳達峰目標以及構建以新能源為主體的新型電力系統對抽水蓄能發展的要求更為迫切。今年以來，抽水蓄能進入了密集簽約與開工期，發展步伐明顯加快。

國家發展改革委近期發布的《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，更被視為抽蓄發展的加速器。《意見》助推下，曾長期制約抽水蓄能發展的成本回收與疏導難題將得到多大程度的解決？抽水蓄能如何銜接并適應電力市場建設發展的步伐，如何走得更加順暢？帶著上述問題，記者進行了調查采訪。

抽蓄成本回收難在哪？

新能源的快速發展讓電力系統對抽水蓄能電站的需求越來越多。這一點，從抽蓄電站運行強度的不斷攀升便可見一斑。

南方電網數據顯示，南網區域內抽水蓄能電站機組啟動次數從2016年的1.8萬多次增長至2020年的2.5萬多次，機組運行時間從2016年的臺均2196小時增長至2020年的臺均3345小時。

同樣，在國家電網區域，國網浙江仙居抽蓄電站反饋的情況顯示，2016年以來該電站年均機組啟停次數持續高強度運行，近兩年抽水、發電更是由原來的“一抽兩發”變為了“兩抽兩發或三發”，機組啟動次數和輔助服務次數逐年增多。國網山東泰山抽蓄電站“十三五”期間年均發電量7.3億千瓦時，較“十二五”增長了95%；抽水電量9億千瓦時，較“十二五”增長97%；機組發電工況年均啟動1559次，較“十二五”增長59%，抽水工況年均啟動1058次，較“十二五”增長154%。

“從系統需求看，抽蓄理應快速發展。而目前我國抽蓄電站裝機容量僅占電力系統裝機容量的1.43%，比例遠低于合理水平。”中國水力發電工程學會副秘書長陳東平告訴記者。截至2020年底，我國抽水蓄能裝機規模3179萬千瓦，低于電力發展“十三五”規劃提出的4000萬千瓦目標。“我國雖然已成為抽蓄裝機全球第一的國家，但裝機占比與歐美發達國家還有一定差距。比如排名第二的日本，抽蓄占比近8%，德國則近3%。”陳東平表示，從對系統結構調整的作用來看，我國抽蓄占比應達到5%。

成本回收難是近年來影響抽蓄建設熱情的關鍵問題。當前，我國在運抽蓄電站主要有三種價格形成方式，一是兩部制電價，二是單一容量電價或單一電量電價，三是由市場雙方協商形成容量租賃費用。目前只有南方電網廣州抽蓄電站一期執行第三種電價機制，個別小電站執行單一電量電價。兩部制電價中的電量電費僅覆蓋抽水發電損耗，因此以上三種價格機制的實質都是容量電價，通過容量電價回收投資、運維成本和合理收益。

浙江仙居抽蓄電站工作人員告訴記者，電站收益主要來源于容量電價的準許收益，少量來源于在執行現有抽水電價和上網電價的基礎上提升機組轉換效率產生的收益。新價格機制出臺前，由于容量電價向用戶傳導回收越來越困難，導致電費結算舉步維艱。

抽蓄電站的容量電費為何傳導不下去？

2014年發布的《國家發展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》規定，抽水蓄能容量電費和損耗納入當地省級電網運行費用統一核算，并通過銷售電價疏導至終端用戶。

2015年新一輪電改后，銷售電價的疏導出現了變化。市場化用戶不執行目錄電價，其電費構成是市場化交易的上網電價+輸配電價+政府性基金電價，不包含抽蓄容量電價。隨著發用電市場的全面放開，市場交易電量快速增加，執行目錄電價的用戶迅速縮減，導致電網通過銷售電價回收抽蓄容量電費越來越難。

一位價格主管部門的工作人員告訴記者，除上述原因外，新價格機制的制定還有另外兩方面重要原因。一是隨著電力市場化進程的推進，抽蓄電站的抽發電量價格需要同市場銜接，以市場信號定價；而現階段電力現貨市場和輔助服務市場還在建設初期，無法支撐抽蓄電站的成本回收。二是隨著審批制度的改革，抽蓄核準權限下放到省級政府，而部分大型抽蓄電站服務于多個省份，需要進行容量分攤，原有價格機制沒有相應的分攤辦法，出現了成本分攤難以落實的問題。

抽蓄服務誰在享受、誰在買單？

抽蓄的成本分攤與疏導應該本著誰受益誰買單的原則，這既有利于保障投資者的利益，促進抽蓄可持續發展，又能夠推動抽蓄服務的購買者提升電網友好性，優化用電習慣。

記者了解到，抽蓄新價格機制的設計正是以此為基礎，注重科學性、操作性和有效性。

作為電力系統的參與主體，電源、電網、用戶三方既是系統平衡的維護者，也是受益者，在抽水蓄能成本分攤中均應承擔相應比例的費用。

——為了將抽蓄容量成本有效疏導至用戶，新價格機制明確將容量電費納入輸配電價回收。

以輸配電價回收是不是意味著將抽水蓄能成本重新納入輸配電價？

根據2016年國家發展改革委發布的《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》，抽蓄電站是與省內共用網絡輸配電業務無關的固定資產，不能納入可計提收益的固定資產范圍。2019年國家發改委發布的《輸配電價成本監審辦法》又明確指出，抽蓄電站的成本費用不得計入輸配電定價成本。

上述價格主管部門工作人員向記者解釋，新價格機制將抽蓄的容量電費納入輸配電價回收，相當于輸配電價中的附加項。

“通過輸配電價回收容量電費的方法操作性更強，是解決當前抽蓄電價疏導問題的最便捷辦法。這是與電力市場銜接的過渡性政策。”他表示，新機制設計了通過競爭性方式形成電量電價，容量電價由政府定價的占比將逐步縮小，根據市場建設情況逐步退出。

“新價格機制全面體現了抽水蓄能提供的服務價值，反映了抽水蓄能服務系統的本質特性，構建了收益的保障機制，有利于調動社會各方投資主體的積極性，將從根本上保障和促進抽水蓄能的可持續發展。”國網新源浙江仙居抽水蓄能有限公司董事長姜成海說。

——為了進一步保障容量成本的合理分攤，新價格機制明確了服務于多省區、特定電源和電力系統的抽蓄容量電費分攤辦法，必要時由國家發展改革委組織相關省區協商確定分攤比例；且在核定電站容量電價時扣減特定電源支付的容量費用。

一位業內專家表示，此前，抽蓄電站的價格制定授權地方，此次出臺的新價格機制統一了全國定價方式，規避了多省份多部門的溝通問題，能夠有效提高工作效率。

新價格機制規定，此前已投運的抽蓄電站將從2023年起執行新機制。對于這些電站而言，重新核定的容量電價會帶來哪些變化？

國網新源山東泰山抽水蓄能電站有限責任公司董事長聶剛表示：新價格機制核價參數沒有新老電站一刀切，而是考慮歷史、照顧實際、尊重規律。“新機制考慮了近二十年來投資成本逐步下降的趨勢，對已核定容量電價的抽水蓄能電站維持原資本金內部收益率，有效保障了像泰山電站這樣的投產較早電站仍能獲得原定預期回報。也考慮了投產較早電站投資額較小、設備老化運維費高的因素，一定程度上保證了運維費需求。初步測算，泰山電站年容量電價與原批復電價基本持平。”

市場中的抽蓄如何走得更好？

“堅持和優化兩部制電價，推動抽水蓄能與電力市場建設相銜接是新價格機制的導向。”陳東平表示。

新價格機制提出建立相關收益分享機制。參與市場收益的20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監管周期核定電站容量電價時相應扣減，相當于由用戶分享。這將激勵抽蓄電站更積極參與現貨市場和輔助服務市場。

負責南方電網抽水蓄能電站建設運行管理的南方電網調峰調頻公司相關負責人表示，新價格機制的出臺為抽蓄電站成為獨立市場主體提供了基本的保障。同時，電站可以通過參加電力現貨市場交易獲得變動部分收入，響應尖峰負荷的電價一般要比基荷電價高出數倍，這將有效調動抽蓄電站參與調峰的積極性。

新價格機制還做出了激勵抽蓄電站提升運行水平的機制設計，在容量電價核定時對標行業先進水平確定核價參數標準，運行維護費率按在運電站費率從低到高排名前50%的平均水平核定。

南方電網調峰調頻公司上述負責人告訴記者，抽蓄電站的建設運營將更加重視資產投資回報和價值創造，以保障電網安全、提高系統調節質量和提升運營效率為中心，以關鍵資產績效指標管控為抓手，深化資產全生命周期管理，實現資產管理風險、效能和成本綜合最優。

國網新源河北撫寧抽蓄電站副總經理楊戰營也表示，這將激勵電站提高投資效率，降低運維成本。“這是促進抽蓄電站精益化管理的導向，把錢花在刀刃上，優化成本管理，同時也降低了電力用戶的負擔。”他說。

“電力市場建設、能源轉型都還有很長的路要走，期間一定會出現改革和轉型的陣痛，也只有通過改革不斷解決發展中出現的各種問題。”國家發改委價格司相關工作人員表示。

“抽蓄的市場化發展還有待電力市場的建設完善，同時要堅持市場經濟的開發體制，持續放開市場建設，鼓勵社會資本參與，還要實現在調度上的客觀公平。”陳東平說。

記者獲悉，當前，國家能源局正組織開展新一輪抽水蓄能中長期規劃。據業內專業機構預測，到2025年抽蓄總裝機規模將達到6500萬千瓦左右，預期到2035年總裝機規模或將超過1.2億千瓦。

隨著新能源的大規模接入、抽蓄等系統調節電源的快速發展，電力系統的運行成本必然會上升。國家發改委價格司上述工作人員表示，對沖成本上升的根本方法還是繼續深化改革，強化協同，優化機制，推動能源轉型更具經濟性，把對沖系統成本上升的資源優化利用到最大程度，避免出現資源浪費。同時，要把握好轉型和改革的邊際和節奏，市場機制是配置資源效率最高的機制，但電力是一種特殊商品，電力市場會是在設定規則基礎上的市場。