我国抽水蓄能电站电价机制的发展过程

在抽水蓄能电站建设发展过程中，抽水蓄能电站的电价经过了一个探索、发展和逐步完善的过程。随着我国电力体制改革的逐步推进，抽水蓄能电站的电价机制也在不断发展和完善之中。我国抽水蓄能电站电价的形成和完善大体分为4个阶段。

（1）2002年电力体制改革前，由于我国的电力体制实行的是大一统的体制，虽然由原来的电力工业部改革成为国家电力公司，输配电、发电由国家电力公司统管，加之许多抽水蓄能电站还不是独立法人，由国家电力公司统一核算；二是由于我国抽水蓄能电站的装机到2004年只有5650MW，占整个装机容量还不到1.3%，国家对于抽水蓄能电站的管理处于探索阶段，没有对抽水蓄能电站的电价作出明确规定。2002年电力体制改革方案明确抽水蓄能电站由电网公司管理。

（2）2002年电力体制改革，电力体制实行“厂网分开”改革后，抽水蓄能电站建设和管理面临的环境发生了很大的变化。为了规范抽水蓄能电站的建设和管理，国家发展改革委发布了《国家发展改革委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），抽水蓄能电站主要服务于电网，为了充分发挥其作用和效益，抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。发电企业投资建设的抽水蓄能电站，要服从于电力发展规划，作为独立电厂参与电力市场竞争。

（3）2007年，一批新建的抽水蓄能电站相继投产，国家发展改革委发布了《国家发展改革委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）。如何落实该文件，根据具体情况，国家发展和改革委员会发布了《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》（发改价格〔2007〕1517号），《通知》规定：《国家发展改革委关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》文件发布后审批的抽水蓄能电站，由电网经营企业全资建设，不再核定电价，其成本纳入当地电网运行费用统一核定；文件发布前审批但未定价的抽水蓄能电站，作为遗留问题由电网企业租赁经营，租赁费由国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定；核定的抽水蓄能电站租赁费原则上由电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%；发电企业承担的部分通过电网企业在用电低谷招标采购抽水电量解决；用户承担的部分纳入销售电价调整方案统筹解决。这是我国建设抽水蓄能电站40多年来第一次确定抽水蓄能电站的电价。(www.xing528.com)

（4）2014年以后，随着我国抽水蓄能电站的发展，装机容量不断增加，到2014年，达到21540MW。以上两个文件在执行中出现了一些问题：①随着抽水蓄能电站的增加，电网承担的费用越来越多，如何消化这部分费用，没有给出路，给电网经营管理抽水蓄能电站带来影响；②实行租赁费办法的，对于租赁费如何分摊并没有按文件精神得到落实，这样对于抽水蓄能电站的发展产生了影响；③抽水蓄能电站没有一个统一的价格机制，导致业界对抽水蓄能电站的发展出现了观望的状态。

2014年，国家发展改革委发布了《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号），确定了抽水蓄能电站的价格机制：电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，电价按照合理成本加准许收益的原则核定；其中，成本包括建设成本和运行成本；准许收益按无风险收益率（长期国债利率）加1%～3%的风险收益率核定；两部制电价中，容量电价主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定，逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价；电量电价主要体现抽水蓄能电站通过抽发电量实现的调峰填谷效益，主要弥补抽水蓄能电站抽发电量损耗等变动成本，电价水平按当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘等环保电价）执行。电网企业向抽水蓄能电站提供的抽水电量，电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行。为推动抽水蓄能电站电价市场化，在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主、电量电价、容量电价、抽水电价和上网电价。