國家發(fā)改委5月7日發(fā)布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（以下簡稱《意見》），明確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。容量電價體現(xiàn)抽水蓄能（以下簡稱“抽蓄”）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。同時強化抽蓄與電力市場建設發(fā)展的銜接，逐步推動抽蓄電站進入市場。

　　電好比市場中的魚，商家刮鱗去鰓、充氮加冰、打包寄送以便客戶遠程獲取新鮮食材，這些服務就像電力系統(tǒng)中的“輔助服務”，旨在讓用戶獲得更穩(wěn)定、安全的電能供應。抽蓄電站在用電低谷時從電網(wǎng)“充電”，用電高峰時向電網(wǎng)“放電”，是電力系統(tǒng)的“穩(wěn)定器”“調節(jié)器”“平衡器”。

　　業(yè)內(nèi)人士普遍認為，《意見》對抽蓄產(chǎn)業(yè)是重大利好，使其有了電價“底氣”，也能更好地發(fā)揮價值。那么，容量電價通過輸配電價回收有何作用？

容量電價通過輸配電價回收

　　電網(wǎng)企業(yè)對抽蓄的投資曾經(jīng)歷過“大轉彎”。2019年5月，國家發(fā)改委下發(fā)《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》（以下簡稱《辦法》），明確抽蓄不得計入輸配電定價成本。作為當前抽蓄最大的投資主體，國家電網(wǎng)于2019年底踩下投資“急剎車”，下發(fā)《關于進一步嚴格控制電網(wǎng)投資的通知》，提出“不再安排抽水蓄能新開工項目”。

　　業(yè)內(nèi)人士表示，輸配電價相當于“過路費”，是電網(wǎng)企業(yè)的主要收入來源，《辦法》意味著抽蓄成了“只出不進”的賠本買賣，一度淪為“棄子”。

　　短暫叫停后，國家電網(wǎng)去年2月重啟抽蓄投資，山西垣曲、遼寧清原等抽蓄項目陸續(xù)開工。今年3月，國家電網(wǎng)在《“碳達峰、碳中和”行動方案》中明確表示，未來將大力推進抽蓄電站和調峰氣電建設，并完善抽蓄電價形成和容量電費分攤機制。

　　中國水力發(fā)電工程學會副秘書長張博庭認為：“《意見》明確了容量電價通過輸配電價回收的思路，可看作抽蓄的‘止血包’，同時完善了抽蓄疏導機制。電力現(xiàn)貨市場與輔助服務市場逐步完善后，抽蓄可通過峰谷套利、參與系統(tǒng)輔助服務‘養(yǎng)活自己’。”

　　中國價格協(xié)會能源和供水專業(yè)委員會副秘書長侯守禮肯定了《意見》，認為其較好地平衡了電源、電網(wǎng)、用戶的利益，而且較好地兼顧了歷史、現(xiàn)在、未來的形勢，是一個積極穩(wěn)妥的改革方案。

抽蓄“座機費”如何分攤

　　容量電價相當于安裝電話的“座機費”，與電度電費共同組成兩部制電價，早在2014年，國家就首選抽蓄享有兩部制電價。通過“過路費”回收“座機費”，抽水蓄能疏導機制逐漸清晰，但“座機費”該由誰分攤？

　　《意見》指出，抽蓄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，并在核定抽蓄電站容量電價時相應扣減。換言之，特定電源和用戶共同分攤抽蓄容量電費。

　　那么，特定電源是否有義務分攤抽水蓄能容量電費？侯守禮指出，《意見》是一個改革方案，期待在具體實踐中進一步細化。例如，如何更好地確定可以分攤容量電費的特定電源以及分攤比例。

　　“間歇性、波動性的‘風光’，以及難以靈活調節(jié)的核電，對系統(tǒng)容量的耗費是不同的，需要按照‘誰受益誰付費、多受益多付費’的原則進一步細化。”侯守禮表示。

　　一位不愿具名的業(yè)內(nèi)人士指出，市場化背景下，應當由用戶承擔容量電費。“抽蓄不以發(fā)電為目的，主要提供輔助服務。如果仍然維持用戶側享受輔助服務的‘大鍋飯’，用戶很可能不會考慮自身用電習慣對電力系統(tǒng)的‘友好程度’，甚至可能形成鼓勵用戶濫用輔助服務的局面。”

　　作為受益主體，是否所有用戶都應承擔容量電價？上述業(yè)內(nèi)人士表示，容量電價由電網(wǎng)先行支付是合理的，但不應該像輸配電價那樣直接由全體用戶平均分攤。高峰時段難以調節(jié)的用戶應相應多支付。

　　具體而言，侯守禮認為，應讓那些占用系統(tǒng)高峰資源、需要提供高可靠供電服務、不能進行需求側響應的用戶更多地承擔容量費用。反之，能夠進行需求側響應、不過多占用系統(tǒng)資源的可中斷負荷，則可以降低容量費用。

抽蓄投資主體應多元化

　　上述業(yè)內(nèi)人士表示，火電等傳統(tǒng)電源不應支付容量電費，反而該獲得容量費用。在市場環(huán)境下，特別是在減碳背景下，可再生能源在整個電力系統(tǒng)中的出力顯著增加，將對系統(tǒng)的靈活性，特別是快速爬坡能力和容量備用提出更高要求。現(xiàn)行電源側電價機制執(zhí)行的是單一制電能量價格，隨著利用小時下降，電源項目的投資回收逐漸遇到障礙。

　　“這既不利于引導投資主體建設高調節(jié)性能的新機組，也不利于存量機組進行靈活性技術改造。長此以往，電力系統(tǒng)的整體靈活性和消納可再生能源的能力都會隨之下降，最終影響可再生能源可持續(xù)發(fā)展。”該人士直言。

　　對于抽蓄該由誰投資的問題，一位知情人士指出，二灘水電站棄水引發(fā)并導致了第一次電改下的廠網(wǎng)分離，電網(wǎng)僅保留了部分抽蓄資源為電網(wǎng)側調峰。電網(wǎng)企業(yè)擁有抽蓄的調度權、發(fā)電權，如今《意見》將抽蓄定價權也交給電網(wǎng)企業(yè)。“總體而言，抽蓄屬于競爭性業(yè)務，應按照‘管住中間、放開兩頭’的思路將其從電網(wǎng)企業(yè)中剝離，其投資主體應該更加多元。”

　　發(fā)電企業(yè)會否成為抽蓄電站的“新東家”？上述知情人士表示，目前我國抽蓄電站的盈利與電網(wǎng)運營利潤進行捆綁式計算，電網(wǎng)以外的其他企業(yè)建設抽蓄電站并不具備優(yōu)勢，非電網(wǎng)資產(chǎn)的抽蓄調度就是大問題。例如，2018年三峽集團轉讓內(nèi)蒙古呼和浩特抽水蓄能電站61%股權，成為繼2013年湖南黑麋峰抽水蓄能電站轉讓后，國內(nèi)又一例發(fā)電企業(yè)轉讓虧損抽蓄電站的案例。因此，七成抽蓄投資方是電網(wǎng)企業(yè)。”