“抽蓄”电价长期无解

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现行电力体制下，由于抽蓄电站完全按电网调度指令运行，不具备市场化运营条件，因此抽蓄价格机制不宜按全面市场化机制设计。在不改变电力管理体制、辅助服务市场不健全不成熟的情况下，强行将抽蓄推向市场，将出现市场失灵，导致供给不足。

2002年至今，我国先后启动两轮电改，不断优化和理顺电价，然而抽水蓄能(以下简称“抽蓄”)却长期面临成本与价格政策不衔接、电网延期或减少向抽蓄电站付费、新投产电站因未制定容量电费标准而无法与电网结算费用等问题，导致抽蓄投资越多、投产时间越长、亏损越多，电价问题长期无解。

记者近日了解到，为解决上述问题，国家发改委正在研究抽蓄电站价格机制，很快将发布征求意见稿。同时，接受记者采访的业内人士普遍认为，在构建新型电力系统的背景下，需要将抽蓄放入全国电力系统中讨论，不断完善抽蓄电站价格机制，打通电源、电网、用户壁垒，实现多方共赢。

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抽蓄成本难回收

第一轮电改前，电网与电站由电力公司统一投资建设并运营，电网不区分输送电能的服务和保障安全调节的辅助服务，抽蓄成本计入电网运营成本统一核算，由电网通过销售电能向电力用户统一回收。电改实施后，抽蓄电站从电网剥离，生产运营仍严格按照电网调度发布的指令时时提供辅助服务，但抽蓄电站的成本从电网服务成本中剥离，电网无法从市场化用户端回收抽蓄电站运营的固定成本，只能用输配电费获得的利润垫付抽蓄电站费用。

业内人士认为，目前不计入输配电价回收的抽蓄电站价格机制，导致新建的抽蓄电站容量电费向用户传导困难：市场化用户享受了抽蓄电站提供的系统安全服务，但承担的上网电价和输配电价中均不包含抽蓄成本;居民、农业等非市场化用户执行目录电价，无法承担新建的抽蓄电站成本。

“抽蓄电站的成本费用是电网辅助服务成本的重要部分。辅助服务从输配电服务中区分开后，辅助服务费政策并未及时制定实施，从而导致电网辅助成本费用疏导受阻。”国家发改委价格成本调查中心成本监审三处处长赵宏日前公开表示。

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公共属性认知不足

业内专家认为，上述问题的产生，首先在于电力行业对抽蓄电站的功能定位不够全面准确，对抽蓄作为保障电网安全的公共属性认识不足。

中国电建集团北京勘测设计研究院有限公司董事长、中国水电工程学会电网调峰与抽水蓄能专委会秘书长郝荣国告诉记者，抽水蓄能电站像一个巨型“充电宝”，在新型电力系统中其可以发挥调峰、填谷、调频、调相、储能及事故备用等作用，促进大规模风电和太阳能发电的入网消纳，保障电力系统安全稳定运行。

在赵宏看来，抽蓄是优质的安全调节电源，其价值不能只用发电量多少来判断，更不能有按容量电费核算费用抽蓄躺着也赚钱的错误认识。

记者了解到，随着新型电力系统加快建设，抽蓄作为电力系统“稳定器”“调节器”“平衡器”的作用将逐步凸显。

“丰宁抽水蓄能电站的供电范围为京津及冀北电网，它将与先期建设的其他抽水蓄能电站及调峰电源共同解决京津及冀北电网调峰能力不足，也包括调节风电负荷。” 北京勘测设计研究院有限公司副总经理严旭东告诉记者，根据电网需求，该电站还可承担系统调频、调相、负荷备用和紧急事故备用等任务，维护电网安全、稳定运行。“相关研究成果显示，该电站建成并网后，可增加电网对‘风光’等清洁能源的消纳能力1000万千瓦左右，有力支撑外电入冀战略实施，破解‘三北’地区弃风弃光困局。”

对于抽蓄的技术优势和经济性，郝荣国表示，抽蓄电站启停时间短、调节速度快、工况转换灵活，具有双倍调节能力，是技术成熟，运行可靠且较为经济的调节电源和储能电源。赵宏也认为，抽蓄比常规电源调节手段多、容量大、效率高，而且比储能设施转换效率高、容量大、寿命长、安全性高。“抽蓄电源从启动到满负荷发电仅需2分钟，可在发电与抽水工况之间紧急转换，几乎不发生成本。”

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不宜全面市场化设计

接受采访的业内人士普遍认为，在电力系统中，抽蓄的服务价值主要体现在电源、电网和用户三方，而三方又相对独立。如何将抽蓄建设运行成本及合理效益，有效合理地分摊至各方，需要政府牵头协调，以整个电力系统经济评价为基础，尽快完善抽蓄电站价格机制，实现合理疏导。

在赵宏看来，现行电力体制下，由于抽蓄电站完全按电网调度指令运行，不具备市场化运营条件，因此抽蓄价格机制不宜按全面市场化机制设计。

“在电力管理体制不变、辅助服务市场不健全不成熟的情况下，强行将抽蓄推向市场，将出现市场失灵，导致供给不足。现阶段，抽蓄价格应由政府进行监管，主要采用容量电费模式回收固定成本较为合理，通过电网疏导给电力用户，费用分摊上宜按照抽蓄区域内所有电力用户用电量分摊。” 赵宏表示。