發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號《國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機制的意見(jiàn)》

國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機制的意見(jiàn)






發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號

各省、自治區、直轄市及計劃單列市、新疆生產(chǎn)建設兵團發(fā)展改革委，國家電網(wǎng)有限公司、南方電網(wǎng)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、系統備用和黑啟動(dòng)等多種功能，是電力系統的主要調節電源。近年來(lái)，我委逐步建立完善抽水蓄能電價(jià)形成機制，對促進(jìn)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(zhù)電力市場(chǎng)化改革的加快推進(jìn)，也面臨與市場(chǎng)發(fā)展不夠銜接、激勵約束機制不夠健全等問(wèn)題。為貫徹落實(shí)黨中央、國務(wù)院關(guān)于深化電力體制改革、完善價(jià)格形成機制的決策部署，促進(jìn)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，經(jīng)商國家能源局，現就進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機制提出以下意見(jiàn)。

一、總體要求

今后一段時(shí)期，加快發(fā)展抽水蓄能電站，是提升電力系統靈活性、經(jīng)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的迫切要求，對保障電力供應、確保電網(wǎng)安全、促進(jìn)新能源消納、推動(dòng)能源綠色低碳轉型具有重要意義?，F階段，要堅持以?xún)刹恐齐妰r(jià)政策為主體，進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機制，以競爭性方式形成電量電價(jià)，將容量電價(jià)納入輸配電價(jià)回收，同時(shí)強化與電力市場(chǎng)建設發(fā)展的銜接，逐步推動(dòng)抽水蓄能電站進(jìn)入市場(chǎng)，著(zhù)力提升電價(jià)形成機制的科學(xué)性、操作性和有效性，充分發(fā)揮電價(jià)信號作用，調動(dòng)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(jià)政策

（一）以競爭性方式形成電量電價(jià)。電量電價(jià)體現抽水蓄能電站提供調峰服務(wù)的價(jià)值，抽水蓄能電站通過(guò)電量電價(jià)回收抽水、發(fā)電的運行成本。

1.發(fā)揮現貨市場(chǎng)在電量電價(jià)形成中的作用。在電力現貨市場(chǎng)運行的地方，抽水蓄能電站抽水電價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)按現貨市場(chǎng)價(jià)格及規則結算。抽水蓄能電站抽水電量不執行輸配電價(jià)、不承擔政府性基金及附加（下同）。

2.現貨市場(chǎng)尚未運行情況下引入競爭機制形成電量電價(jià)。在電力現貨市場(chǎng)尚未運行的地方，抽水蓄能電站抽水電量可由電網(wǎng)企業(yè)提供，抽水電價(jià)按燃煤發(fā)電基準價(jià)的75%執行，鼓勵委托電網(wǎng)企業(yè)通過(guò)競爭性招標方式采購，抽水電價(jià)按中標電價(jià)執行，因調度等因素未使用的中標電量按燃煤發(fā)電基準價(jià)執行。抽水蓄能電站上網(wǎng)電量由電網(wǎng)企業(yè)收購，上網(wǎng)電價(jià)按燃煤發(fā)電基準價(jià)執行。由電網(wǎng)企業(yè)提供的抽水電量產(chǎn)生的損耗在核定省級電網(wǎng)輸配電價(jià)時(shí)統籌考慮。

3.合理確定服務(wù)多省區的抽水蓄能電站電量電價(jià)執行方式。需要在多個(gè)省區分攤容量電費（容量電價(jià)×機組容量，下同）的抽水蓄能電站，抽水電量、上網(wǎng)電量按容量電費分攤比例分攤至相關(guān)省級電網(wǎng)，抽水電價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)在相關(guān)省級電網(wǎng)按上述電量電價(jià)機制執行。

（二）完善容量電價(jià)核定機制。容量電價(jià)體現抽水蓄能電站提供調頻、調壓、系統備用和黑啟動(dòng)等輔助服務(wù)的價(jià)值，抽水蓄能電站通過(guò)容量電價(jià)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(jìn)水平合理核定容量電價(jià)。我委根據《抽水蓄能容量電價(jià)核定辦法》（附后），在成本調查基礎上，對標行業(yè)先進(jìn)水平合理確定核價(jià)參數，按照經(jīng)營(yíng)期定價(jià)法核定抽水蓄能容量電價(jià)，并隨省級電網(wǎng)輸配電價(jià)監管周期同步調整。上一監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(jià)水平。

2.建立適應電力市場(chǎng)建設發(fā)展和產(chǎn)業(yè)發(fā)展需要的調整機制。適應電力市場(chǎng)建設發(fā)展進(jìn)程和產(chǎn)業(yè)發(fā)展實(shí)際需要，適時(shí)降低或根據抽水蓄能電站主動(dòng)要求降低政府核定容量電價(jià)覆蓋電站機組設計容量的比例，以推動(dòng)電站自主運用剩余機組容量參與電力市場(chǎng)，逐步實(shí)現電站主要通過(guò)參與市場(chǎng)回收成本、獲得收益，促進(jìn)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(jià)回收的機制。政府核定的抽水蓄能容量電價(jià)對應的容量電費由電網(wǎng)企業(yè)支付，納入省級電網(wǎng)輸配電價(jià)回收。與輸配電價(jià)核價(jià)周期保持銜接，在核定省級電網(wǎng)輸配電價(jià)時(shí)統籌考慮未來(lái)三年新投產(chǎn)抽水蓄能電站容量電費。在第二監管周期（2020～2022年）內陸續投產(chǎn)的抽水蓄能電站容量電費，在核定第三監管周期（2023～2025年）省級電網(wǎng)輸配電價(jià)時(shí)統籌考慮。

（二）建立相關(guān)收益分享機制。鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務(wù)市場(chǎng)或輔助服務(wù)補償機制，上一監管周期內形成的相應收益，以及執行抽水電價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監管周期核定電站容量電價(jià)時(shí)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(gè)省級電網(wǎng)的分攤方式。根據功能和服務(wù)情況，抽水蓄能電站容量電費需要在多個(gè)省級電網(wǎng)分攤的，由我委組織相關(guān)省區協(xié)商確定分攤比例，或參照《區域電網(wǎng)輸電價(jià)格定價(jià)辦法》（發(fā)改價(jià)格〔2020〕100號）明確的區域電網(wǎng)容量電費分攤比例合理確定。已經(jīng)明確容量電費分攤比例的在運電站繼續按現行分攤比例執行，并根據情況適時(shí)調整。

（四）完善容量電費在特定電源和電力系統間的分攤方式。根據項目核準文件，抽水蓄能電站明確同時(shí)服務(wù)于特定電源和電力系統的，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之間進(jìn)行分攤。特定電源應分攤的容量電費由相關(guān)受益主體承擔，并在核定抽水蓄能電站容量電價(jià)時(shí)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需要、站址資源條件、項目經(jīng)濟性、當地電價(jià)承受能力等，統一規劃、合理布局、有序建設，未納入相關(guān)建設規劃的項目不得建設。

（二）強化抽水蓄能電站運行管理。電網(wǎng)企業(yè)、抽水蓄能電站要著(zhù)眼保障電力供應、確保電網(wǎng)安全、促進(jìn)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(jìn)一步加強對抽水蓄能電站利用情況的監管和考核，對抽水蓄能電站作用發(fā)揮不充分的，及時(shí)責令改正，并依法進(jìn)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(wǎng)投資抽水蓄能電站平穩運行。電網(wǎng)企業(yè)要與非電網(wǎng)投資主體投資建設的抽水蓄能電站簽訂規范的中長(cháng)期購售電合同，堅持公平公開(kāi)公正原則對抽水蓄能電站實(shí)施調度，嚴格執行我委核定的容量電價(jià)和根據本意見(jiàn)形成的電量電價(jià)，按月及時(shí)結算電費，保障非電網(wǎng)投資主體利益，調動(dòng)社會(huì )資本參與抽水蓄能電站建設的積極性。

（四）推動(dòng)抽水蓄能電站作為獨立市場(chǎng)主體參與市場(chǎng)。各地價(jià)格主管部門(mén)、能源主管部門(mén)要按照職能分工，加快確立抽水蓄能電站獨立市場(chǎng)主體地位，推動(dòng)電站平等參與電力中長(cháng)期交易、現貨市場(chǎng)交易、輔助服務(wù)市場(chǎng)或輔助服務(wù)補償機制。

（五）健全對抽水蓄能電站電價(jià)執行情況的監管。電網(wǎng)企業(yè)要對抽水蓄能電站電價(jià)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(jià)執行情況報相關(guān)省級價(jià)格主管部門(mén)和我委（價(jià)格司）。

五、實(shí)施安排

（一）本意見(jiàn)印發(fā)之日前已投產(chǎn)的電站，執行單一容量制電價(jià)的，繼續按現行標準執行至2022年底，2023年起按本意見(jiàn)規定電價(jià)機制執行；執行兩部制電價(jià)的，電量電價(jià)按本意見(jiàn)規定電價(jià)機制執行，容量電價(jià)按現行標準執行至2022年底，2023年起按本意見(jiàn)規定電價(jià)機制執行；執行單一電量制電價(jià)的，繼續按現行電價(jià)水平執行至2022年底，2023年起按本意見(jiàn)規定電價(jià)機制執行。

（二）本意見(jiàn)印發(fā)之日起新投產(chǎn)的抽水蓄能電站，按本意見(jiàn)規定電價(jià)機制執行。

現行規定與本意見(jiàn)不符的，以本意見(jiàn)為準。




附件：抽水蓄能容量電價(jià)核定辦法





 

國家發(fā)展改革委

2021年4月30日

附件下載：抽 水蓄能容 量電價(jià)核 定辦法

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