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》（以下简称《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。

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。

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%。

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3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3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。

抽蓄电站的容量电费为何传导不下去？

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。

抽蓄服务谁在享受、谁在买单？

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。

——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。

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。

“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。

——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。

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？

市场中的抽蓄如何走得更好？

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。

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。

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。

“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。

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。

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