國家發(fā)改委5月7日發(fā)布《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確堅持并優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價政策，將以競爭性方式形成電量電價，完善容量電價核定機制。
《意見》提出，將發(fā)揮現(xiàn)貨市場在電量電價形成中的作用；現(xiàn)貨市場尚未運行情況下引入競爭機制形成電量電價；合理確定服務多省區(qū)的抽水蓄能電站電量電價執(zhí)行方式；對標行業(yè)先進水平合理核定容量電價；建立適應電力市場建設(shè)發(fā)展和產(chǎn)業(yè)發(fā)展需要的調(diào)整機制。
全文如下：
各省、自治區(qū)、直轄市及計劃單列市、新疆生產(chǎn)建設(shè)兵團發(fā)展改革委，國家電網(wǎng)有限公司、南方電網(wǎng)公司、內(nèi)蒙古電力（集團）有限責任公司：
抽水蓄能電站具有調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等多種功能，是電力系統(tǒng)的主要調(diào)節(jié)電源。近年來，我委逐步建立完善抽水蓄能電價形成機制，對促進抽水蓄能電站健康發(fā)展、提升電站綜合效益發(fā)揮了重要作用，但隨著電力市場化改革的加快推進，也面臨與市場發(fā)展不夠銜接、激勵約束機制不夠健全等問題。為貫徹落實黨中央、國務院關(guān)于深化電力體制改革、完善價格形成機制的決策部署，促進抽水蓄能電站加快發(fā)展，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，經(jīng)商國家能源局，現(xiàn)就進一步完善抽水蓄能價格形成機制提出以下意見。
一、總體要求
今后一段時期，加快發(fā)展抽水蓄能電站，是提升電力系統(tǒng)靈活性、經(jīng)濟性和安全性的重要方式，是構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的迫切要求，對保障電力供應、確保電網(wǎng)安全、促進新能源消納、推動能源綠色低碳轉(zhuǎn)型具有重要意義?，F(xiàn)階段，要堅持以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制，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，同時強化與電力市場建設(shè)發(fā)展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場，著力提升電價形成機制的科學性、操作性和有效性，充分發(fā)揮電價信號作用，調(diào)動各方面積極性，為抽水蓄能電站加快發(fā)展、充分發(fā)揮綜合效益創(chuàng)造更加有利的條件。
二、堅持并優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價政策
（一）以競爭性方式形成電量電價。電量電價體現(xiàn)抽水蓄能電站提供調(diào)峰服務的價值，抽水蓄能電站通過電量電價回收抽水、發(fā)電的運行成本。
1.發(fā)揮現(xiàn)貨市場在電量電價形成中的作用。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。抽水蓄能電站抽水電量不執(zhí)行輸配電價、不承擔政府性基金及附加（下同）。
2.現(xiàn)貨市場尚未運行情況下引入競爭機制形成電量電價。在電力現(xiàn)貨市場尚未運行的地方，抽水蓄能電站抽水電量可由電網(wǎng)企業(yè)提供，抽水電價按燃煤發(fā)電基準價的75%執(zhí)行，鼓勵委托電網(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。抽水蓄能電站上網(wǎng)電量由電網(wǎng)企業(yè)收購，上網(wǎng)電價按燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行。由電網(wǎng)企業(yè)提供的抽水電量產(chǎn)生的損耗在核定省級電網(wǎng)輸配電價時統(tǒng)籌考慮。
3.合理確定服務多省區(qū)的抽水蓄能電站電量電價執(zhí)行方式。需要在多個省區(qū)分攤?cè)萘侩娰M（容量電價×機組容量，下同）的抽水蓄能電站，抽水電量、上網(wǎng)電量按容量電費分攤比例分攤至相關(guān)省級電網(wǎng)，抽水電價、上網(wǎng)電價在相關(guān)省級電網(wǎng)按上述電量電價機制執(zhí)行。
（二）完善容量電價核定機制。容量電價體現(xiàn)抽水蓄能電站提供調(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等輔助服務的價值，抽水蓄能電站通過容量電價回收抽發(fā)運行成本外的其他成本并獲得合理收益。
1.對標行業(yè)先進水平合理核定容量電價。我委根據(jù)《抽水蓄能容量電價核定辦法》（附后），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。上一監(jiān)管周期抽水蓄能電站可用率不達標的，適當降低核定容量電價水平。
2.建立適應電力市場建設(shè)發(fā)展和產(chǎn)業(yè)發(fā)展需要的調(diào)整機制。適應電力市場建設(shè)發(fā)展進程和產(chǎn)業(yè)發(fā)展實際需要，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，促進抽水蓄能電站健康有序發(fā)展。
三、健全抽水蓄能電站費用分攤疏導方式
（一）建立容量電費納入輸配電價回收的機制。政府核定的抽水蓄能容量電價對應的容量電費由電網(wǎng)企業(yè)支付，納入省級電網(wǎng)輸配電價回收。與輸配電價核價周期保持銜接，在核定省級電網(wǎng)輸配電價時統(tǒng)籌考慮未來三年新投產(chǎn)抽水蓄能電站容量電費。在第二監(jiān)管周期（2020～2022年）內(nèi)陸續(xù)投產(chǎn)的抽水蓄能電站容量電費，在核定第三監(jiān)管周期（2023～2025年）省級電網(wǎng)輸配電價時統(tǒng)籌考慮。
（二）建立相關(guān)收益分享機制。鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務市場或輔助服務補償機制，上一監(jiān)管周期內(nèi)形成的相應收益，以及執(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相應扣減，形成的虧損由抽水蓄能電站承擔。
（三）完善容量電費在多個省級電網(wǎng)的分攤方式。根據(jù)功能和服務情況，抽水蓄能電站容量電費需要在多個省級電網(wǎng)分攤的，由我委組織相關(guān)省區(qū)協(xié)商確定分攤比例，或參照《區(qū)域電網(wǎng)輸電價格定價辦法》（發(fā)改價格〔2020〕100號）明確的區(qū)域電網(wǎng)容量電費分攤比例合理確定。已經(jīng)明確容量電費分攤比例的在運電站繼續(xù)按現(xiàn)行分攤比例執(zhí)行，并根據(jù)情況適時調(diào)整。
（四）完善容量電費在特定電源和電力系統(tǒng)間的分攤方式。根據(jù)項目核準文件，抽水蓄能電站明確同時服務于特定電源和電力系統(tǒng)的，應明確機組容量分攤比例，容量電費按容量分攤比例在特定電源和電力系統(tǒng)之間進行分攤。特定電源應分攤的容量電費由相關(guān)受益主體承擔，并在核定抽水蓄能電站容量電價時相應扣減。
四、強化抽水蓄能電站建設(shè)運行管理
（一）加強抽水蓄能電站建設(shè)管理。抽水蓄能電站建設(shè)應充分考慮電力系統(tǒng)需要、站址資源條件、項目經(jīng)濟性、當?shù)仉妰r承受能力等，統(tǒng)一規(guī)劃、合理布局、有序建設(shè)，未納入相關(guān)建設(shè)規(guī)劃的項目不得建設(shè)。
（二）強化抽水蓄能電站運行管理。電網(wǎng)企業(yè)、抽水蓄能電站要著眼保障電力供應、確保電網(wǎng)安全、促進新能源消納等，合理安排抽水蓄能電站運行，簽訂年度調(diào)度運行協(xié)議并對外公示，充分發(fā)揮抽水蓄能電站綜合效益。國家能源局及其派出機構(gòu)要進一步加強對抽水蓄能電站利用情況的監(jiān)管和考核，對抽水蓄能電站作用發(fā)揮不充分的，及時責令改正，并依法進行處理。各地也要加強對抽水蓄能電站的運行管理。
（三）保障非電網(wǎng)投資抽水蓄能電站平穩(wěn)運行。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，堅持公平公開公正原則對抽水蓄能電站實施調(diào)度，嚴格執(zhí)行我委核定的容量電價和根據(jù)本意見形成的電量電價，按月及時結(jié)算電費，保障非電網(wǎng)投資主體利益，調(diào)動社會資本參與抽水蓄能電站建設(shè)的積極性。
（四）推動抽水蓄能電站作為獨立市場主體參與市場。各地價格主管部門、能源主管部門要按照職能分工，加快確立抽水蓄能電站獨立市場主體地位，推動電站平等參與電力中長期交易、現(xiàn)貨市場交易、輔助服務市場或輔助服務補償機制。
（五）健全對抽水蓄能電站電價執(zhí)行情況的監(jiān)管。電網(wǎng)企業(yè)要對抽水蓄能電站電價結(jié)算單獨歸集、單獨反映，于每年4月底前將上年度抽水蓄能電站電價執(zhí)行情況報相關(guān)省級價格主管部門和我委（價格司）。
五、實施安排
（一）本意見印發(fā)之日前已投產(chǎn)的電站，執(zhí)行單一容量制電價的，繼續(xù)按現(xiàn)行標準執(zhí)行至2022年底，2023年起按本意見規(guī)定電價機制執(zhí)行；執(zhí)行兩部制電價的，電量電價按本意見規(guī)定電價機制執(zhí)行，容量電價按現(xiàn)行標準執(zhí)行至2022年底，2023年起按本意見規(guī)定電價機制執(zhí)行；執(zhí)行單一電量制電價的，繼續(xù)按現(xiàn)行電價水平執(zhí)行至2022年底，2023年起按本意見規(guī)定電價機制執(zhí)行。
（二）本意見印發(fā)之日起新投產(chǎn)的抽水蓄能電站，按本意見規(guī)定電價機制執(zhí)行。
現(xiàn)行規(guī)定與本意見不符的，以本意見為準。
附件：抽水蓄能容量電價核定辦法
國家發(fā)展改革委
2021年4月30日
來源：國家發(fā)改委
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