国外抽水蓄能电站运营模式及价格形成机制-----节选

（一）国外抽水蓄能电站运营模式及价格形成机制在国外市场经济国家，抽水蓄能电站的运营模式大体上有一体化运营、独立运营和电网租赁运营三种，并分别形成了相应的的成本回收方式和电价形成机制。

1、一体化运营模式。

抽水蓄能电站不是独立的法人实体，由电网公司或厂、网合一的电力公司所有并统一运营，没有独立的电量销售，没有独立的抽水蓄能电价。

如：在发、输、配电一体化管理的法国，抽水蓄能电站由法国电力公司统一建设、经营和管理，电站完全按照电力公司的调度运行。

电站的成本、还本付息等均由电力公司统一负责，并通过用户销售电价回收。

在日本，尽管实施了市场化改革，但原九大地区电力公司仍实行垂直一体化管理，各地区电力公司所属抽水蓄能电站仍实行“一体化”模式，其成本支出通过公司统一的电力销售予以回收。

在美国，各州电力体制模式和改革进程不同，在未实行“厂、网分开”的地区，抽水蓄能电站仍由原发、输、配（或发、配）一体化公司统一运营管理。

2、独立运营模式。

在实行厂网分开、建立竞争性电力市场的国家和地区，抽水蓄能电站已脱离于电网，其电力电量通过独立的产品销售，其成本通过相应的竞争性市场予以弥补。

如：在英格兰和威尔士，已建立了较为成熟的竞争性电力市场，抽水蓄能电站获取收入或产品销售主要通过双边交易、平衡市场和辅助服务市场完成，并形成独立的价格。

如英国迪诺威克抽水蓄能电站，凭借其频率响应和快速备用等优越性能，在英国双边合同、平衡市场和辅助服务三个竞争性市场上，均显现出较强的竞争优势，取得了很好的盈利水平。

3、电网租赁运营模式。

拥有抽水蓄能电站产权的企业不直接运营电站，而是将电站租赁给电网运营管理。

在这种模式中，抽水蓄能电站的价格仅是运营权的价格，而非抽水蓄能电站产品的价格。

通常，在未进行厂网分开的国家和地区，如果存在产权独立抽水蓄能电站，普遍由厂网一体化电力公司租赁运营，其成本通过“运营权价格”即租赁费回收。

如美国的Summit抽水蓄能电站，由“垂直一体化”的爱迪生电力公司租赁运营；卢森堡的维昂登抽水蓄能电站，由德国“垂直一体化”的RWE电力公司公司租赁运营。

（二）我国抽水蓄能电站价格政策2004年以前，我国已建成投运的抽水蓄能电站，按照独立发电企业定价机制，超出电网企业平均上网电价的部分已全部通过调整销售电价得到疏导；上网电价大体采用了3种电价模式：单一电量电价(如响洪甸电站)、两部制电价(如天荒坪电站)、租赁经营方式(如广蓄电站)。

由于国家核准了价格并全额进行疏导，这些电站运营状况良好，吸引了社会资本投资抽水蓄能电站，保证了早期抽水蓄能的发展。

2004年以来，为规范抽水蓄能的发展，国家先后出台《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，以下简称71号文，详见附件十）和《国家发展改革委关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》（发改价格[2007]1517号，以下简称1517号文，详见附件十一）等文件，对抽水蓄能投资主体、规划建设、运营管理、电价机制等问题作出了规定。

其中：71号文规定抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，实行区域统一规划，与电网和常规电源统一纳入电力中长期发展规划，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。

1517号文对抽水蓄能电站电价问题做出了进一步规定，71号文下发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；71号文下发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，容量电费（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，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。

1517号文规定相关抽水蓄能电站抽水电量指导价格的同时，规定如果电网企业采购抽水电量的实际价格低于上述指导价，则相应降低销售电价。

总体看，政府出台的71号文件和1517号文件，一方面要求抽水蓄能电站原则上由电网企业建设和管理，明确了电网经营企业作为抽水蓄能电站投资主体的地位，限制了其他投资主体在抽水蓄能领域的发展，避免了在抽水蓄能电站建设上的一哄而上，一定程度上抑制了抽水蓄能电站盲目无序发展的势头；另一方面要求抽水蓄能主要服务于电网，规定了抽水蓄能的经营方式，理顺了抽水蓄能电站和电网运行的关系，对规范抽水蓄能电站发展发挥了积极作用。

近期，国家能源局印发了《关于进一步做好抽水蓄能电站的通知》（国能新源〔2011〕242，详见附件十二），文件规定，“原则上由电网企业有序开发、全资建设抽水蓄能电站，建设运行成本纳入电网运行费用；杜绝电网企业与发电企业合资建设抽水蓄能电站项目；严格审核发电企业投资建设抽水蓄能电站项目”，“新规划、建设的抽水蓄能电站，必须具有经济性，其效益应体现在整个电力系统经济性的提高。

在现行销售电价水平下，不得因建设抽水蓄能电站给电力消费者增加经济负担或推动全社会电价上涨”。

（三）我国抽水蓄能电站价格政策存在的问题当前，抽水蓄能电站电价政策的外部环境已发生深刻变化，电力系统的峰谷差不断加大，电源结构优化力度日益加强，可再生能源发展与智能电网建设步伐进一步加快，国家能源局对抽水蓄能电站的发展方针已从“抑制盲目发展”转变为“适度加快抽水蓄能电站建设步伐”。

国家能源出台的政策规定将进一步激发适度加快抽水蓄能电站发展与电价机制之间的矛盾。

一是当前抽水蓄能电站建设运行成本无法通过纳入电网运行费进行回收。

按照规定，在71号文件下发前审批但未定价的抽水蓄能电站，其容量电费由电网企业消化50%。

目前，新源公司有720万千瓦抽水蓄能电站已按容量电费模式核价，并由电网企业租赁经营。

每年容量电费共约33亿元，电网每年承担约16.5亿元。

我们认为，不论是常规发电机组还是电网输配电业务，或抽水蓄能电站，其合理成本和合理收益均应通过最终用户的销售电价回收。

但由于目前合理的输配电价形成机制尚未建立，电网承担的容量电费难以合理传导至最终用户，电网企业已经承担了沉重的负担。

若进一步明确抽水蓄能电站建设运行成本全部纳入电网运行费用，并且不得推动全社会销售电价上涨，将严重制约抽水蓄能电站的正常发展，不利于电力系统整体效益提高和安全运行。

二是电站建设运行成本既纳入电网运行费用，又不得推动销售电价上涨的规定，与《电价改革方案》的有关规定不吻合。

《电价改革方案》规定，输配电价应采用成本加收益形成机制，遵循“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”原则，按社会平均水平确定电网运营成本，以电网企业有效资产和市场筹资成本为基础确定投资收益。

将抽水蓄能电站作为电网的有效资产，其建设运行成本纳入电网运行成本一并核定电网准许收入，由于当前电网积累的电价矛盾较多，核定的电网准许收入将高于电网实际收入，需要通过适当提高销售电价予以疏导。

因此，“将抽水蓄能电站建设运行成本纳入电网运行成本，不能推动销售电价上涨”的提法，既不符合《电价改革方案》的有关规定，也不符合电力工业健康发展的实际需要。

三是仅在电网环节难以体现抽水蓄能电站的经济性，将抽水蓄能电站建设运行成本纳入电网运行成本的做法缺乏公平性。

国家发展改革委经济研究所研究提出，“抽水蓄能电站的产品起码可分成两大类:一是高峰电能；二是辅助服务。

其中，辅助服务有较强的公共物品属性，正如防洪减灾等典型的公共物品一样，辅助服务虽然也可由独立的发电企业生产，甚至可以引入竞争机制，但却不能直接卖给电力消费者，只能由系统操作机构统一收购；其购买成本，也只能通过向电网用户的普遍加价予以收回”（研究报告详见附件十三）。

目前我国没有辅助服务收费政策，抽水蓄能电站辅助服务成本难以回收，受益电厂也没有对抽水蓄能电站运行成本进行合理补偿。

由于大部分地区上网侧并没有实行峰谷电价，抽水蓄能电站低谷购电蓄水、高峰发电的峰谷价差较小，电网难以通过峰谷价差解决抽水蓄能电站高峰电能成本问题。

在上述情况下，抽水蓄能电站成本要求电网全部内部消化的要求，难以体现政策的公平性和合理性。

四是与抽水蓄能电站投资管理体制不适应。

现行抽水蓄能电站建设运行成本纳入电网运行成本统一核算的做法难以实现不同投资方的利益分配，也无法在不同受益省份间分摊成本。

一方面为发挥地方政府积极性，确保抽水蓄能项目建设工作的顺利开展，目前大部分新建项目均由地方政府参股建设，个别项目由发电集团投资建设（如湖南黑麋峰抽水蓄能电站），均需要对抽水蓄能电站核定独立的价格；另一方面抽水蓄能电站承担的系统事故备用、调峰和黑启动等综合效益由全系统共享，电力和电量在不同省份间分配，需要对抽水蓄能电站核定独立的价格实现其成本公平分摊。

五是电网企业无力承担抽水蓄能电站建设运行成本。

目前，公司每年已承担抽水蓄能电站容量电费约16.5亿元。

“71号文”之后核准建设的白莲河、蒲石河、响水涧、仙游、洪屏等580万千瓦抽水蓄能电站投产后，若容量电费100%由电网承担，每年约27亿元。

随着新建抽水蓄能项目的陆续投产，电站运营成本还将快速大幅增加。

当前，国网公司电网发展任务依然非常繁重，公司盈利能力偏低，经营情况不容乐观。

目前公司所属30家网省公司中，资产负债率超过80-90%的有5家，70-80％的有8家；累计亏损单位14家，累计亏损金额199.8亿元。

随着内部潜力的不断挖掘，公司通过强化管理提升效益的空间越来越有限，由于购电成本超过公司总成本的70%，仅靠内部挖潜难以解决电网经营发展中面临的困难，电网的健康发展亟需合理的抽水蓄能电价政策支持。

一是建立两部制抽水蓄能电价机制，促进抽水蓄能电站与电网协调发展。

抽水蓄能电站高峰发电的成本支出以变动成本为主；辅助服务的成本支出则以固定成本为主。

两部制电价可充分反映抽水蓄能电站开发、运行的特点，可促进电力结构和资源优化配置，发挥抽水蓄能电站的容量效益优势，提高电网整体运营效益和社会效益。

二是在目前缺乏回收机制的情况下，考虑到抽水蓄能电站的建设运行最终受益的并非电网企业，而是广大电力用户和电厂，建议将抽水蓄能电站高于常规机组的发电成本部分通过疏导销售电价和由受益电厂分摊等方式解决。

三是随着电价改革的进一步实施，建立合理的输配电价机制后，可将抽水蓄能电站作为有效资产，其建设运行成本纳入电网准许成本，通过输配电价回收。

为了规范抽水蓄能电站的成本回收模式和电价疏导方式，同时也为了遏制一度出现的抽水蓄能电站投资过热的势头，国家发改委先后印发了《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）和《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）。

这两个文件的主要内容如下表所示。

表4-1 抽水蓄能电站经营模式和电价疏导的2个重要文件主要内容及含义文件发改能源[2004]71号文发改价格[2007]1517号文主要内容①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；②发电企业投资建设的抽水蓄能电站，作为独立电厂参与电力市场竞争。