中银研究：水蓄能电站发展 助力能源绿色低碳转型

2021年5月7日，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》（以下简称《意见》），提出要坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式，强化抽水蓄能电站建设运行管理。抽水蓄能电站是电力系统的主要调节电源，抽水蓄能价格形成机制的进一步完善，有利于充分发挥抽水蓄能电站的灵活调节作用，为“碳中和”目标下新型电力系统的构建提供有力支撑。主要关注点如下：

第一，促进储能市场加快发展，为推动能源绿色低碳转型提供保障。在碳达峰、碳中和目标下，我国要构建清洁低碳安全高效的能源体系，未来的新型电力系统将以新能源为主体。电力系统中的电能，绝大多数不能直接储存，需要转换成其他形式的能量储存。传统的火电装机可以根据电网的要求动态调节自身出力，但新能源发电具有随机性、波动性和反调峰性，新能源发电比例的持续提高，会给电力系统的灵活性、经济性和安全性带来挑战。因此，需要促进储能市场加快发展。抽水蓄能具有规模大、寿命长、技术成熟等优势，是电力系统中最主要的储能形式，占全球电力储能项目的90%以上。近年来，我国抽水蓄能电价形成机制不断完善，但在电力市场化改革加快推进的进程中，也面临与市场发展不够衔接、激励约束机制不够健全等问题。《意见》对抽水蓄能价格形成机制的进一步完善，有利于促进抽水蓄能电站加快发展，助力新能源电力消纳，为推动能源绿色低碳转型提供保障。

第二，坚持以两部制电价为主体，注重提升抽水蓄能电价形成机制的科学性、有效性和可操作性。两部制电价综合考虑了与容量对应的基本电价和与用电量对应的电量电价，能够通过价格杠杆促进工业企业用电的合理化，在提高电力系统整体效率方面发挥了重要作用。《意见》坚持对抽水蓄能电站实行两部制电价，并基于实际情况进行了优化。此前，我国抽水蓄能电站不能计入输配电定价成本，市场化用户不承担相关成本，抽水蓄能成本分摊及传导渠道不畅通，不利于抽水蓄能电站的可持续发展。对此，《意见》提出抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本，通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。一方面，以竞争性方式形成电量电价；另一方面，完善以政府定价方式容量电价核定机制。通过提升电价形成机制的科学性、有效性和可操作性，促进抽水蓄能电站健康有序发展。

第三，疏通抽水蓄能电站费用分摊渠道，调动社会各方参与抽水蓄能电站建设发展的积极性。由于相关机制的长期缺位，抽水蓄能电站的建设投资成本高、收益得不到有效保障，严重影响了社会各方参与投资的积极性。碳中和目标下，抽水蓄能电站承担着解决新能源消纳问题、保障电力系统安全高效运行的重要责任。为此，需要调动社会各方的参与，促进抽水蓄能电站加快发展。《意见》提出健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式，通过建立容量电费纳入输配电价回收的机制、相关收益分享机制，完善容量电费在多个省级电网的分摊方式，以及完善容量电费在特定电源和电力系统间的分摊方式，疏通抽水蓄能电站费用分摊渠道，能够降低抽水蓄能电站的建设运营成本，提高社会各方参与抽水蓄能电站建设的积极性。