國家發展改革委7日發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（以下簡稱《意見》）。《意見》提出，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場，為抽水蓄能電站加快發展、充分發揮綜合效益創造更加有利的條件。

《意見》要求，此意見印發之日前已投產的電站，執行單一容量制電價的，繼續按現行標準執行至2022年底，2023年起按本意見規定電價機制執行；執行兩部制電價的，電量電價按本意見規定電價機制執行，容量電價按現行標準執行至2022年底，2023年起按本意見規定電價機制執行；執行單一電量制電價的，繼續按現行電價水平執行至2022年底，2023年起按本意見規定電價機制執行。

以競爭性方式形成電量電價

華北電力大學教授曾鳴近日接受上海證券報記者采訪時表示，以風電光伏為主的新能源隨機波動性強，想要讓整個電力系統保持安全穩定且經濟運行，必須以儲能系統作為支撐。儲能將成為新型電力系統中的要素。而抽水蓄能電站具有調峰、調頻、調壓、系統備用和黑啟動等多種功能，是電力系統的主要調節電源。

“今后一段時期，加快發展抽水蓄能電站，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、確保電網安全、促進新能源消納、推動能源綠色低碳轉型具有重要意義。”《意見》指出。

《意見》提出，在電力現貨市場運行的地方，抽水蓄能電站抽水電價、上網電價按現貨市場價格及規則結算。抽水蓄能電站抽水電量不執行輸配電價、不承擔政府性基金及附加。

在電力現貨市場尚未運行的地方，抽水蓄能電站抽水電量可由電網企業提供，抽水電價按燃煤發電基準價的75%執行，鼓勵委托電網企業通過競爭性招標方式采購，抽水電價按中標電價執行，因調度等因素未使用的中標電量按燃煤發電基準價執行。抽水蓄能電站上網電量由電網企業收購，上網電價按燃煤發電基準價執行。由電網企業提供的抽水電量產生的損耗在核定省級電網輸配電價時統籌考慮。

國網布局投資規模1000億元以上

抽水蓄能作為電力系統中稀缺的調節資源，不僅能有效促進新能源消納，更能增強電力系統的平衡調節能力。隨著高比例可再生能源接入，抽水蓄能電站發展需求將持續增長，投產規模將大幅提升。

據國家電網相關負責人介紹，截至2020年底，我國新能源裝機已達5.3億千瓦，在全球新能源裝機總量中的占比已超過1/3，2030年將達到12億千瓦以上，新能源的高效利用將面臨較大挑戰。預計2030年，我國抽水蓄能裝機將達到1億-1.2億千瓦，抽水蓄能規模的持續擴大能夠促進新能源快速發展，抽水蓄能可新增消納新能源5000億度以上。

國家電網明確表示，“十四五”期間積極推動抽水蓄能電站科學布局、多開多投，力爭在新能源集中開發地區和負荷中心新增開工2000萬千瓦以上裝機、1000億元以上投資規模的抽水蓄能電站。國家電網方面將向社會開放其擬建抽水蓄能項目，“合作模式一廠一議、靈活選擇，社會資本可參可控”。

公開資料顯示，國家電網近年來持續加大抽水蓄能布局，該公司于去年12月23日集中開工三座抽水蓄能電站，新開工的三座電站分別是山西渾源、浙江磐安、山東泰安二期，總投資267.17億元，總裝機容量達到了450萬千瓦。據央視財經報道，這些水電站將分別在2028年和2029年竣工投產。可實現與華東、華北地區新能源聯合協調運行，每年可消納富余新能源120億千萬時左右，每年可減少原煤消耗96萬噸、減排二氧化碳186萬噸，二氧化硫2萬噸。