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近日，國家電網公司“826號文”中規定：不再安排抽水蓄能新開工項目，優化續建項目投資進度。該通知流出，引發各方熱議和關注。靜思幾日，與業內相關人士做了些交流，提出幾點僅限于專業方面的思考。
2014年7月，國家發改委印發了《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發改價格【2014】1763號文），對抽水蓄能電站電價模式、電費回收、機組運營考核和逐步建立市場定價機制等方面政策做了規范和完善。電力市場形成前，按合理成本加準許收益的原則核定抽水蓄能電站電價；抽水蓄能電站實行兩部制電價模式，容量電價主要彌補電站建設和運行固定成本以及準許收益，電量電價主要彌補運行抽發損耗等變動成本；電力市場化前，抽水蓄能電站容量電費和運行抽發損耗費用納入受益省級電網（或區域電網）運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮。
幾年來，國家電網等公司對抽水蓄能電站加大投入，對電網穩定運行和可再生能源消納起了較大作用。此輪對抽水蓄能電站投資的嚴控，緣起于第二輪輸配電價監審中上述價格政策的停擺，抽水蓄能電站唯一的價格疏導機制不能延續，其投資回報得不到保證，從中能體會出政府降電價的良好初衷和電網公司的幾分無奈。
思考一：抽水蓄能是推高系統電價的“錦上添花”？還是降低系統電價的有效手段？
電力需求是有峰有谷的，解決峰谷差最經濟成熟的手段無疑是抽水蓄能；電力負荷在隨時波動，電網運行要維持穩定的頻率，要有靈活的電源去跟蹤負荷；電網事故情況下，要有備用電源立即投入。這就是所謂抽水蓄能調峰填谷、調頻和緊急事故備用功能。
上述分析同時可以看出，電網運行有電量和容量（暫且不談無功）兩方面的需求，這些峰谷或變動負荷的容量需求如果由其它替代電源擔任，不但同樣有投資費用，而且這些替代電源調峰和備用嚴重影響其效率，低谷還要壓負荷，更談不上填谷，經濟代價大，系統的總費用會較大幅度提高，最終必然會傳導至用戶。世界電力經濟專家公認的“抽水蓄能電站能降低系統總費用”的含義就在于此。
電網公司投資抽水蓄能，彰顯了其維持電力系統的安全穩定和經濟運行義務，營造了一個更好的市場環境，騰出其它電源的價格空間。因此，不能因為抽水蓄能自身不生產電量，就認為其是“錦上添花”的項目，恰恰相反，它是降低系統電價的有效手段，應予正名。
思考二：原價格政策是否應該延續？
如果在完全競爭的電力市場條件下，抽水蓄能的價值可以直接表象為價格，從而獲取必要的投資回報。在不完善電力市場，在不改變其價值取向條件下，通過價格疏導政策，來實現其價值，無疑是一個可行的過渡性安排。2014年國家發改委出臺的抽水蓄能價格政策，提出了一個價格疏導的底線方案，是當前不完善的電力市場條件下可操作的底線手段。該電價形成機制強調的是抽水蓄能電站服務電網的價值實現。當前已建、在建的抽水蓄能絕大部分是服務電網的，無論投資主體是誰，都通過租賃等方式，最終在電網成本中疏導，完全聽從電網調度，能比較充分地實現其服務電網的開發任務和價值，是現有條件下基本合理的價格形成機制設計。作為一個底線方案，當然有不斷完善的空間，但在新政策出臺之前，已有政策戛然停擺，未免顯得操之過急。
思考三：抽水蓄能電站投資主體應如何定位？價格改革如何協調？
我國抽水蓄能電站發展的全過程，一直存在對抽水蓄能電站投資主體的爭論。從不確定，到以電網為主體，到投資主體多元化。抽水蓄能與輸電線路等的區別是其不具有壟斷屬性，可以通過市場競爭來配置資源。
抽水蓄能從價值原理上說，可分為兩個大類。一類是以服務電網為主的，強調的是容量服務功能，以容量和容量價格作為主要考量指標，其更具電網屬性；一類是以電量加工為主的，把低價低谷電量轉化為高峰的高價電量，如最近在研究的核蓄一體經營模式，核電多發與少發，不產生增量燃料費用，利用其低谷增發電量抽水，幾乎無成本增加，這就形成一個核蓄配套的競價單元，該類型以電量和電量價格作為主要考量指標，其更具電源屬性。
上述兩各大類，前者可以以電網投資為主體，當然也應鼓勵社會資本的投入，采用兩部制電價，通過價格監審確定不同區域標桿容量價格，電量價格僅彌補其抽水和單位電度變動成本（不應有多發電量的利益驅動，其多發電量對整個系統不是最優的運行方式），完全聽調電網。這種價格機制設計，無論誰投資，都有一個公平競爭環境。后者則不應有電網投資，由相關電源企業根據自身資源條件和市場行情做出投資決策，以電量為主參與市場競爭。
最后必須指出，在化學儲能等其它儲能方式大規模商業化運營之前，在比較長的一段時間內，尤其在安全低碳的總要求和新能源快速發展的背景下，抽水蓄能作為一種成熟經濟的儲能方式，應該比以前有更大發展。抽水蓄能電站建設運營體制機制與電力市場的大舞臺息息相關，而完善的電力市場建設任重道遠，非常復雜，抽水蓄能的體制機制改革應與電力市場建設步伐相適應。只要把住了電力市場改革的大方向，對抽水蓄能的相關過渡安排就不會有大問題。
（作者系水電水利規劃設計總院黨委書記）
2014年7月，國家發改委印發了《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發改價格【2014】1763號文），對抽水蓄能電站電價模式、電費回收、機組運營考核和逐步建立市場定價機制等方面政策做了規范和完善。電力市場形成前，按合理成本加準許收益的原則核定抽水蓄能電站電價；抽水蓄能電站實行兩部制電價模式，容量電價主要彌補電站建設和運行固定成本以及準許收益，電量電價主要彌補運行抽發損耗等變動成本；電力市場化前，抽水蓄能電站容量電費和運行抽發損耗費用納入受益省級電網（或區域電網）運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮。
幾年來，國家電網等公司對抽水蓄能電站加大投入，對電網穩定運行和可再生能源消納起了較大作用。此輪對抽水蓄能電站投資的嚴控，緣起于第二輪輸配電價監審中上述價格政策的停擺，抽水蓄能電站唯一的價格疏導機制不能延續，其投資回報得不到保證，從中能體會出政府降電價的良好初衷和電網公司的幾分無奈。
思考一：抽水蓄能是推高系統電價的“錦上添花”？還是降低系統電價的有效手段？
電力需求是有峰有谷的，解決峰谷差最經濟成熟的手段無疑是抽水蓄能；電力負荷在隨時波動，電網運行要維持穩定的頻率，要有靈活的電源去跟蹤負荷；電網事故情況下，要有備用電源立即投入。這就是所謂抽水蓄能調峰填谷、調頻和緊急事故備用功能。
上述分析同時可以看出，電網運行有電量和容量（暫且不談無功）兩方面的需求，這些峰谷或變動負荷的容量需求如果由其它替代電源擔任，不但同樣有投資費用，而且這些替代電源調峰和備用嚴重影響其效率，低谷還要壓負荷，更談不上填谷，經濟代價大，系統的總費用會較大幅度提高，最終必然會傳導至用戶。世界電力經濟專家公認的“抽水蓄能電站能降低系統總費用”的含義就在于此。
電網公司投資抽水蓄能，彰顯了其維持電力系統的安全穩定和經濟運行義務，營造了一個更好的市場環境，騰出其它電源的價格空間。因此，不能因為抽水蓄能自身不生產電量，就認為其是“錦上添花”的項目，恰恰相反，它是降低系統電價的有效手段，應予正名。
思考二：原價格政策是否應該延續？
如果在完全競爭的電力市場條件下，抽水蓄能的價值可以直接表象為價格，從而獲取必要的投資回報。在不完善電力市場，在不改變其價值取向條件下，通過價格疏導政策，來實現其價值，無疑是一個可行的過渡性安排。2014年國家發改委出臺的抽水蓄能價格政策，提出了一個價格疏導的底線方案，是當前不完善的電力市場條件下可操作的底線手段。該電價形成機制強調的是抽水蓄能電站服務電網的價值實現。當前已建、在建的抽水蓄能絕大部分是服務電網的，無論投資主體是誰，都通過租賃等方式，最終在電網成本中疏導，完全聽從電網調度，能比較充分地實現其服務電網的開發任務和價值，是現有條件下基本合理的價格形成機制設計。作為一個底線方案，當然有不斷完善的空間，但在新政策出臺之前，已有政策戛然停擺，未免顯得操之過急。
思考三：抽水蓄能電站投資主體應如何定位？價格改革如何協調？
我國抽水蓄能電站發展的全過程，一直存在對抽水蓄能電站投資主體的爭論。從不確定，到以電網為主體，到投資主體多元化。抽水蓄能與輸電線路等的區別是其不具有壟斷屬性，可以通過市場競爭來配置資源。
抽水蓄能從價值原理上說，可分為兩個大類。一類是以服務電網為主的，強調的是容量服務功能，以容量和容量價格作為主要考量指標，其更具電網屬性；一類是以電量加工為主的，把低價低谷電量轉化為高峰的高價電量，如最近在研究的核蓄一體經營模式，核電多發與少發，不產生增量燃料費用，利用其低谷增發電量抽水，幾乎無成本增加，這就形成一個核蓄配套的競價單元，該類型以電量和電量價格作為主要考量指標，其更具電源屬性。
上述兩各大類，前者可以以電網投資為主體，當然也應鼓勵社會資本的投入，采用兩部制電價，通過價格監審確定不同區域標桿容量價格，電量價格僅彌補其抽水和單位電度變動成本（不應有多發電量的利益驅動，其多發電量對整個系統不是最優的運行方式），完全聽調電網。這種價格機制設計，無論誰投資，都有一個公平競爭環境。后者則不應有電網投資，由相關電源企業根據自身資源條件和市場行情做出投資決策，以電量為主參與市場競爭。
最后必須指出，在化學儲能等其它儲能方式大規模商業化運營之前，在比較長的一段時間內，尤其在安全低碳的總要求和新能源快速發展的背景下，抽水蓄能作為一種成熟經濟的儲能方式，應該比以前有更大發展。抽水蓄能電站建設運營體制機制與電力市場的大舞臺息息相關，而完善的電力市場建設任重道遠，非常復雜，抽水蓄能的體制機制改革應與電力市場建設步伐相適應。只要把住了電力市場改革的大方向，對抽水蓄能的相關過渡安排就不會有大問題。
（作者系水電水利規劃設計總院黨委書記）
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