网讯：“碳达峰、碳中和”目标下，传统电力系统向以新能源为主体的新型电力系统跨越升级。由于新能源的随机性和波动性特点，大规模发展必须配套灵活性电源和储能建设，以增强电网调节能力、保障新能源消纳和电网安全稳定运行。以抽水蓄能电站为主的储能具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，是保障新型电力系统安全稳定运行的重要调节电源，在构建以新能源为主体的新型电力系统方面发挥着愈发重要的作用。
加快储能行业的发展，是满足新能源大规模开发和受电地区调峰要求等新形势的重要基础。为此，2021年国家发展改革委印发《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），明确了抽水蓄能两部制电价政策。国家发改委随后发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），明确提出“十四五”和“十五五”期间电力市场建设的总体目标：到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。根据目前政策制度，两部制电价是一种弥补抽水蓄能电站成本、获取合理收益的稳妥价格机制，我国抽水蓄能行业由此开始蓬勃发展，项目投资建设迎来高峰。
在抽水蓄能行业实际规划和投资建设中，由于项目选址建设难度高、前期工程费用规模庞大、成本类目纷繁复杂和项目投资造价水平日渐攀升，项目需要合理规划，成本需要有效控制。伴随电力市场构建的脚步将进一步加快，未来抽水蓄能电站也将面临全面参与电力市场的要求，并通过市场机制来促进和引导抽水蓄能电站运营及投资。但目前我国电力市场建设还不成熟，电力辅助服务市场仍处于初级阶段，市场机制、产品种类还不健全，抽水蓄能如何参与市场并获得合理回报存在较大不确定性和风险。亟需建立健全有效的抽水蓄能价格机制，达到约束投资成本水平又适当激励项目投资效果，引导抽水蓄能项目合理规划，促进抽水蓄能行业健康发展。
研究团队围绕新型电力系统深入推动、资源充裕度影响等约束下抽水蓄能电站从容量电价逐步过渡到市场化的价格机制与政策演进路径开展研究，得到如下结论：
一是抽水蓄能电站对于维护电网安全稳定运行、促进新能源消纳、构建新型电力系统具有重要支撑作用。抽水蓄能电站能够有效保障电力系统安全稳定运行，作为黑启动电源，在大停电发生后及时恢复供电；承担系统尖峰负荷，保障电力有序供应，容量效益明显；可提升新能源利用水平，提升受端电网消纳区外清洁电力能力，助力应对新能源装机占比持续提升给系统带来的调节压力；可改善系统发、配、用各环节性能，提升火电、核电、水电的综合利用率，降低系统能耗；在配电侧促进分布式发电顺利并网，减少频率偏差，提升了用户侧电能质量。整体来看，抽水蓄能电站对新型电力系统构建起到重要的支撑作用。
二是从公共经济学角度，抽水蓄能提供的保障电力系统安全稳定运行、提升清洁能源利用水平、改善系统发电配电用电各环节性能（简称为“保安全、促清洁、提性能”），具备消费非竞争性和受益非排他性两个特征。当前阶段，抽水蓄能电站主要由电网统一调度运行，在电力系统中主要以保电网安全稳定为主要功能，同时发挥削峰填谷、助力消纳新能源等综合功能。抽水蓄能电站可改善燃煤（供热）机组和核电机组运行状况，提升系统安全、环保和经济运行水平，适应新能源持续快速发展，提高系统应对大规模新能源并网安全保障和电能消纳能力，可促进电网安全清洁协调和智能发展，保障特高压输电送受端电网安全，同时促进电力系统节能减碳。抽水蓄能提供的辅助服务包括调峰调频、调压、紧急事故备用、黑启动等，抽水蓄能作为电力系统的“稳定器”“调节器”“平衡器”，所提供的调峰填谷、备用、调频、调相、黑启动等服务，是为了确保整个电力系统安全、稳定、经济运行，抽水蓄能电站提供的产品相当于电力系统的公共产品。
三是现阶段保持抽水蓄能价格政策的连续性对当前建设新型电力系统至关重要。我国抽水蓄能电站伴随着投资运营模式的转变，以及电力市场化改革进程的不断推进，价格机制也在相应地进行演变，我国抽水蓄能电站伴随着投资运营模式的转变，以及电力市场化改革进程的不断推进，价格机制也在相应地进行演变，从2004年至2021年以划分为四个阶段：第一阶段“电力市场化改革前”（2004年前）电力市场化改革前，抽水蓄能电站由电网统一运营或租赁运营，其定价未实行独立价格机制。第二阶段“第一轮电力体制改革后至第二轮电力体制改革前”（2004—2014年）抽水蓄能电站处于建设与蓬勃发展的起步阶段，为了规范行业发展，2004年，国家发展改革委印发《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》（发改能源〔2004〕71号），明确抽水蓄能电站原则上由电网经营企业进行建设和管理，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。当时抽水蓄能电站由政府核定单一容量（电量）电价或者两部制电价，并将其纳入电网购销价差中进行疏导，是契合当时的运营模式和价格管理模式的。第三阶段“第二轮电力体制改革后”到“双碳”目标提出前（2014—2020年）2014年，电力市场化改革逐渐起步，投资主体逐步多元化，抽水蓄能电站初步明确独立价格机制，成本传导渠道却十分阻塞。第四阶段：“双碳”目标提出后（2021至今）在此阶段，电力市场化改革加速，新的定价机制和传导机制确立，较好解决了由政府定价向市场竞价的过渡问题。633号文实现了政府定价、市场定价，成本定价、效果付费的有机结合。总体来看，不同阶段抽水蓄能电价机制适应当时阶段抽水蓄能的运营模式以及电力系统对抽水蓄能的需求。当前在建设全国统一市场的进程中，将抽水蓄能逐步推向市场是大势所趋，但同时面临系统安全保供压力增大，保供需求大幅提升，电力市场建设尚未成熟，新型储能功能替代性和经济竞争力逐步增强的复杂局面，过快推动抽蓄进入市场，存在收益不确定下的安全保供风险、打补丁式的制度成本，有必要在现阶段保持抽水蓄能价格政策的连续性，以保障新型电力系统建设。
四是尚不具备对抽水蓄能电站实行标杆电价的标准化条件。标杆电价作为对新建发电项目实行按区域或省平均成本统一定价的电价政策，是在经营期电价的基础上向电价市场化改革的常用途径。然而，抽水蓄能有固定成本占比高（固定资产投资占总成本90%以上）、成本动因受选址影响差异较大（难以核定统一标杆电价）等特征，造价在不同时期、不同区域、不同站址资源下差异显著，实行标杆电价的标准化条件尚不具备。
五是从国外来看，抽水蓄能的市场化收益取决于市场整体机制完备情况和系统供需情况。2022年PJM市场中抽水蓄能电站从电能量和辅助服务市场中获得的单位装机容量净收入（Net revenue）的中位数为$50,913/MW-Yr，从容量市场中获得收入（Capacity revenue）的中位数为$31,403/MW-Yr，从电能量、辅助服务、容量市场的总收益（Energy, ancillary, and capacity revenue）中位数为$77,183/MW-Yr，加州市场中抽水蓄能可以从电能量和辅助服务市场中100%的回收其成本。英国电力市场专门制定抽水蓄能机组的竞价模式和电价机制。明确抽水蓄能电站收入包括年度交易中的固定收入（即与英国国家电网公司签订合同，对抽水蓄能电站在承担电网辅助服务和参与调峰填谷两方面成本进行补偿。固定部分收入约占抽水蓄能电站全年总收入的70%—80%，其中辅助服务补偿费约占固定部分收入的70%），与竞价交易中的电量销售收入（即通过参加电力平衡市场交易获得变动部分收入）两部分。
六是我国抽水蓄能成本疏导应遵循四个原则。机制设计应满足抽水蓄能电站建设需要，能够吸引系统所需的抽水蓄能电站建设投资。抽水蓄能等灵活性调节电源是新型电力系统的重要支撑，应保持合理的开发规模。要保证合理的开发规模，就需要保障抽水蓄能电站能获得合理收入，有合理的回报，进而能够吸引投资，支撑新型电力系统建设。机制设计应突出市场导向，发挥价格信号对资源优化配置的引导作用，释放明确的政策预期。市场导向需要有明确的抽水蓄能进入市场的路线图，包括进入市场的启动点，政府核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例退坡期限等。通过有效市场价格信号，引导抽水蓄能项目有序规范建设和安全高效运行。机制设计应适应我国电力市场建设进程。目前我国各省市场化改革进程存在较大差异，抽水蓄能在市场中的收益也将会存在较大差异，其中现货市场成熟程度、价差水平、限价水平、有无容量市场或容量补偿机制、辅助服务市场品种及补偿水平等将是影响抽水蓄能在市场获利的重要因素。维护政府公信力，保证价格政策的稳定性和连续性。政策执行应体现权威性和实效性，政策效力应体现人民性和持久性。比如对于老机组以及633号文发文之日起已核准机组，当时政策上并未明确要执行市场机制，应该继续执行政府核价机制。633号文之后的新建电站，由于633号文已充分说明了抽水蓄能的市场化改革路线，投资者投资项目时已有预期，所以执行市场化新价格机制，也符合投资者预期。
根据上述研究结论，研究团队给出如下五点建议：
一是选取试点抽水蓄能电站/机组参与市场，通过试点先行的方式积累经验和实践数据。在已有现货市场长周期稳定试运行省份中，选取由单一省承担全部费用的抽水蓄能电站/机组，作为试点，参与该省内电力市场；在已有区域市场长周期稳定试运行的区域中，选取由区域内各省/市/区承担全部费用的抽水蓄能电站/机组，作为试点，参与该区域电力市场。试点电站/机组的市场收益80%用于冲减其容量电费。
二是明确的抽水蓄能进入市场的路线图，形成整体性方案。明确抽水蓄能电站进入市场的启动条件，政府核定容量电价退坡计划等。结合电力市场不同阶段，区分存量、增量进行分类施策，保障抽水蓄能电站在改革中稳步发展。
三是在市场化转型阶段，分类施策。对新建抽水蓄能电站，引入竞争性招标作为市场化手段。有两种方案可供选择。方案1为针对抽水蓄能电站的项目式招标方式，充分考虑站址资源差异，通过市场化竞争性招标的方式确定所招标抽水蓄能电站的业主、单位千瓦容量招标价和容量招标价有效期，同时在招标合同中结合电站机组情况明确不同时期容量招标电价对抽水蓄能容量的覆盖比例，未中标的其他电站主要通过进入电力市场获得收益。方案2为总规模式的竞争性招标容量电价机制。通过合理确定招标规模、期限，定期采用竞争性招标方式形成调节资源容量电价，所有未核定容量电价的调节资源共同参与。各地价格部门每年测算快速调节资源参与市场的平均电能量及辅助服务收益；在下一招标周期，将上次招标价格扣除测算的市场化收益，作为该轮招标的容量电价上限。
四是对新建抽水蓄能电站明确容量电价退坡机制，明确启动条件。方式一：降低容量招标电价对抽水蓄能容量的覆盖比例，推动电站自主运用剩余电站容量参与电力市场。方式二：降低容量招标电价的标准，通过容量招标电价、电力市场共同保障抽水蓄能电站运营发展。但由于现阶段无法量化抽水蓄能不同功能作用的市场化收益及其占比，方法二难以实际执行。建议采用方式一。参考所在地电力现货市场、辅助服务市场建设进程，科学设置客观的容量电价退坡启动条件。如：电力现货市场开始长结算周期试运行，且辅助服务市场中备用、调频等项目稳定运行并达到一定规模。
五是在成熟电力市场阶段，抽水蓄能电站全部进入市场，通过市场决定抽水蓄能资源需求和价值。对新建抽水蓄能电站，通过市场竞争获取全部收益。其容量电价通过参加涵盖各类电力资源的容量市场获得。投资者可基于市场判断、各种电力产品的中长期合约、电力金融市场等方式规避风险。对于在运抽水蓄能电站，将容量电价转换为政府授权合约，既不影响电站参与市场和按市场出清结果运行，又保障电站获取的超额市场收益向所有用户返还。
