抽水蓄能首轮核价全面推进价格机制落地

5月15日，国家发展改革委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号）和《第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号），公布了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，标志着《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）（以下简称“633号文件”）全面落地。

抽水蓄能具有调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动等基础功能，在保障大电网安全、提升电力系统性能、助力乡村振兴和经济社会发展中发挥着重要作用，是新型电力系统的重要组成部分。根据电力系统发展，预计未来负荷峰谷差（率）将持续呈现上升，需要足够的灵活调节电源保障电网安全、保证电力供应。

国家高度重视抽水蓄能的建设发展，国家发改委出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号），坚持并完善了两部制电价机制，建立了抽水蓄能价格监管体系，健全了抽水蓄能电费分摊疏导机制，同时强化了对抽水蓄能电站的建设运行管理；国家能源局出台了《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，明确了“十四五”到“十五五”抽水蓄能投产规模的总体目标。相关政策的制定充分肯定了抽水蓄能对于我国新型电力系统建设的重要性，本次核价是国家对抽水蓄能政策支持的集中体现，将推动抽水蓄能行业健康有序发展。

一、实现抽水蓄能价格机制落地生效

发改价格〔2021〕633号文件进一步完善了抽水蓄能价格形成机制，电量电价体现抽水蓄能抽发损耗；容量电价回收全部成本、获得合理收益，随同输配电价回收，形成了核价机关、核价规则、核价标准相统一的核价体系。本轮核价充分体现了抽水蓄能电价机制精神，真正实现了政策的落地生效。

本次抽水蓄能监审核价是国家层面首次统一对全国48座抽水蓄能电站进行成本价格监管。国家发改委严格依据抽水蓄能核价办法规定，在大量深入调研、广泛听取行业专家学者意见的基础上，公正公开成本监审，科学核定北京十三陵等31座在运抽水蓄能电站容量电价，实现了新老电价的有序衔接；统筹考虑未来三年抽水蓄能电站投产情况，合理核定了河北丰宁等17座新投产电站临时容量电价，并兼顾了安徽绩溪等第二监管周期（2020〜2022年）投产电站容量电费。同时，国家发改委在深入调研当前各省区对抽水蓄能容量实际需求，前瞻性考虑新型电力系统建设方向，确定了抽水蓄能容量电费分摊范围和比例，并在本次核价中同步明确，彻底理顺了抽水蓄能电费疏导渠道，为电站投产后电费足额结算奠定了坚实基础。

二、进一步体现抽水蓄能功能价值

随着能源转型进程不断加快，新能源、微电网、互动式设备将大量接入，电力系统“双高”“双峰”特征凸显，系统的物理基础、功能形态深刻变化，给电网安全稳定运行带来重大挑战。抽水蓄能电站作为电力系统的重要调节电源，能够在不同工况下快速转换中发挥功能作用，有效保障电网安全。

抽水蓄能电站产品和服务具有公益性公共品特征，本轮核价通过政府定价的形式全面体现了抽水蓄能提供的服务价值，并首次提出将抽水蓄能容量电费作为“系统运行费用”随同输配电价回收，反映了抽水蓄能服务电网安全的本质特性，有利于抽水蓄能更好发挥功能作用。

三、有利于引导抽水蓄能有序投资

抽水蓄能作为构建新型电力系统的重要支撑，面临加快发展的重要机遇，特别是抽水蓄能电价政策和中长期规划出台后，抽水蓄能行业进入了多模式开发、多主体投资、加快发展新阶段，抽水蓄能开发建设热度高涨，个别地区相对集中的问题逐渐显现。

国家发改委、国家能源局高度关注国内抽水蓄能投资建设情况，进一步加强了政策引导，重视规划管理和价格引导。本轮核价严格按照抽水蓄能容量电价核定办法，对标“行业先进水平”控制核价参数，强化平衡激励与约束机制，充分考虑各省市电价承受能力，核定的价格水平兼顾电站经营实际需要，同时有效降低了电力系统运行成本，预期能够推动抽水蓄能有序开发，有利于形成行业又好又快发展的新局面。

总体来看，本轮抽水蓄能成本监审核价作为发改价格633号文件发布后的首轮核价，既有效维持了在运电站持续经营，保障电站充分发挥功能效益，又合理核定了新投产电站价格水平，引导行业健康有序发展，将对未来保障电力供应、确保电网安全、促进新能源消纳，进一步推动新型电力系统建设产生深远而重大的积极影响。