國家發(fā)展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見
（發(fā)改價格〔2021〕633號）
各省、自治區(qū)、直轄市及計劃單列市、新疆生產建設兵團發(fā)展改革委，國家電網有限公司、南方電網公司、內蒙古電力（集團）有限責任公司：
抽水蓄能電站具有調峰、調頻、調壓、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，構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，經商國家能源局，現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、經濟性和安全性的重要方式，是構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、確保電網安全、促進新能源消納、推動能源綠色低碳轉型具有重要意義?，F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。電量電價體現抽水蓄能電站提供調峰服務的價值，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)揮現貨市場在電量電價形成中的作用。在電力現貨市場運行的地方，抽水蓄能電站抽水電價、上網電價按現貨市場價格及規(guī)則結算。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。在電力現貨市場尚未運行的地方，抽水蓄能電站抽水電量可由電網企業(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。抽水蓄能電站上網電量由電網企業(yè)收購，上網電價按燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行。由電網企業(yè)提供的抽水電量產生的損耗在核定省級電網輸配電價時統(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)分攤容量電費（容量電價×機組容量，下同）的抽水蓄能電站，抽水電量、上網電量按容量電費分攤比例分攤至相關省級電網，抽水電價、上網電價在相關省級電網按上述電量電價機制執(zhí)行。
（二）完善容量電價核定機制。容量電價體現抽水蓄能電站提供調頻、調壓、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《抽水蓄能容量電價核定辦法》（附后），在成本調查基礎上，對標行業(yè)先進水平合理確定核價參數，按照經營期定價法核定抽水蓄能容量電價，并隨省級電網輸配電價監(jiān)管周期同步調整。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發(fā)展和產業(yè)發(fā)展需要的調整機制。適應電力市場建設發(fā)展進程和產業(yè)發(fā)展實際需要，適時降低或根據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企業(yè)支付，納入省級電網輸配電價回收。與輸配電價核價周期保持銜接，在核定省級電網輸配電價時統(tǒng)籌考慮未來三年新投產抽水蓄能電站容量電費。在第二監(jiān)管周期（2020～2022年）內陸續(xù)投產的抽水蓄能電站容量電費，在核定第三監(jiān)管周期（2023～2025年）省級電網輸配電價時統(tǒng)籌考慮。
（二）建立相關收益分享機制。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)管周期內形成的相應收益，以及執(zhí)行抽水電價、上網電價形成的收益，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的分攤方式。根據功能和服務情況，抽水蓄能電站容量電費需要在多個省級電網分攤的，由我委組織相關省區(qū)協(xié)商確定分攤比例，或參照《區(qū)域電網輸電價格定價辦法》（發(fā)改價格〔2020〕100號）明確的區(qū)域電網容量電費分攤比例合理確定。已經明確容量電費分攤比例的在運電站繼續(xù)按現行分攤比例執(zhí)行，并根據情況適時調整。
（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運行管理
（一）加強抽水蓄能電站建設管理。抽水蓄能電站建設應充分考慮電力系統(tǒng)需要、站址資源條件、項目經濟性、當地電價承受能力等，統(tǒng)一規(guī)劃、合理布局、有序建設，未納入相關建設規(guī)劃的項目不得建設。
（二）強化抽水蓄能電站運行管理。電網企業(yè)、抽水蓄能電站要著眼保障電力供應、確保電網安全、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）保障非電網投資抽水蓄能電站平穩(wěn)運行。電網企業(yè)要與非電網投資主體投資建設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度，嚴格執(zhí)行我委核定的容量電價和根據本意見形成的電量電價，按月及時結算電費，保障非電網投資主體利益，調動社會資本參與抽水蓄能電站建設的積極性。
（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。電網企業(yè)要對抽水蓄能電站電價結算單獨歸集、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)之日前已投產的電站，執(zhí)行單一容量制電價的，繼續(xù)按現行標準執(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)之日起新投產的抽水蓄能電站，按本意見規(guī)定電價機制執(zhí)行。
現行規(guī)定與本意見不符的，以本意見為準。
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