目前存在问题
截至2022年底，“十四五”期间全国已核准抽水蓄能电站共计59个，装机规模合计8,270万千瓦。相对于中长期规划布局重点实施项目340个、总装机容量约4.21亿千瓦而言，待核准的抽水蓄能电站数量较多，到2030年在运抽蓄电站装机容量尚有7450万千瓦缺口，发展空间巨大，任务急迫且艰巨。
目前主要存在问题包括：
（1）抽蓄电站对地形地质与水资源要求高，虽然资源总量多，但抽蓄资源富集区域与系统需求较高区域难以完全匹配；
（2）项目前期投入巨大，考验投资主体持续投资能力，部分地区电站因前期工作深度不足导致后续投资增加，影响投资意愿；
（3）受电网结构和接入条件限制，同区域项目开发时序直接影响项目送出受限；
（4）抽蓄项目建设周期较长，难以匹配目前风光新能源飞速发展的需要，随着电化学储能的成本进一步降低，其大规模商业化应用将会给储能市场带来冲击，影响电网对抽水蓄能电站的需求规模；
（5）大规模抽水蓄能项目投产将对省级输配电价、销售电价和系统运行经济性产生较大影响，各省的电价承受能力将在一定程度上影响抽水蓄能的发展规模，本次具体就抽蓄电价形成和疏导机制进行分析与总结。
电价政策沿革
从2004年到2019年，抽蓄电站的电价政策在曲折中发展，电站的成本分摊及用户传导还是面临较大困难，具体如下：
1、《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），规定抽水蓄能电站主要由电网企业进行建设和管理，建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定；
2、《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），规定71号文件下发前审批但未定价的抽水蓄能电站由电网企业租赁经营，租赁费经核定，原则上由电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%；
3、《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号），规定电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑；
4、《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号），将抽水蓄能电站成本费用列为与输配电业务无关的费用，不得计入输配电价回收。
2021年5月，国家发改委印发《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，简称633号文），并拟定了一个比较详细的《抽水蓄能容量电价核定办法》作为附件，需要着重关注以下几个方面。
一是完善了抽蓄定价机制。自2023年起，抽蓄电站全部执行两部制电价政策，一方面是以竞争方式形成电量电价，明确有电力现货时的电量电价按现货市场价格及规则结算，电力现货尚未运行时，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，电站上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执行，鼓励引入竞争性招标采购方式形成电量电价。另一方面，以政府定价方式形成容量电价，制订了抽水蓄能容量电费核定办法，按照经营期定价方法（从电站投产时间节点开始计算，将未来40年的净现金流按6.5%的折现率进行折现，按照折现净现值=项目累计资本金投入进行反推）核定容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整，总体搭建了一整套完整的抽水蓄能电价机制，核心是提高抽蓄电站成本回收的效率和可操作性。
二是健全了抽蓄成本回收与分摊机制。明确将容量电费纳入输配电价回收，并充分考虑了在多个省级电网分摊，以及在特定电源与电力系统间分摊等应用场景，解决了电费“如何疏导”的问题，对抽蓄电站健康可持续发展起到保驾护航作用。后续随着我国电力市场的进一步发展，抽水蓄能电站自身可通过电量交易来获取利润，从而减少对容量电价的依赖。
三是建立了适应电力市场发展的调整机制。为支持抽水蓄能电站积极参与电力市场，提出了适时降低容量电价覆盖设计容量比例的调整机制，以鼓励剩余容量进入市场，从而形成抽蓄容量从政府定价到市场竞价的有效通道，有利于逐步实现更深层次的市场衔接。同时提出将收益的20%留存给抽蓄电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，进一步调动抽水蓄能提供辅助服务调频、调压等服务积极性，但需注意容量电价不参与分享，如有亏损则由抽水蓄能电站自己承担。
四是对于抽蓄电站投建中实际贷款利率低于同期市场利率部分，按50%比例在用户和抽蓄电站之间分享，对电站投建阶段节约融资成本形成激励。运行维护费率（运行维护费除以固定资产原值的比例）按照从低到高前50%的平均水平核定，这种不按实际发生成本而按先进成本核定的方式，对于运维成本领先的的抽蓄电站而言有明显的激励作用，运维成本将在长期向先进成本（运行维护费率低于3%）逼近。
五是633号文提出通过签订中长期合同、实施“三公”调度、严格执行两部制电价政策、及时结算电费等4种约束性措施，严格落实电价政策保障非电网投资主体的利益。容量电价核定办法明确经营期内资本金内部收益率按6.5%核定，给予了较为稳定的投资回报预期，对社会资本参与到抽水蓄能投资建设起到鼓励作用。同时也严格加强抽蓄电价执行的监管，要求电网企业单独归集和反映抽水蓄能电价结算信息，并按时报送价格主管部门，对于上一监管周期（第三次监管周期是2019-2021）可用率不达标的抽蓄电站，适当降低下一周期核定电价。
工作思路建议
在同等运行维护费用的情况下，电站的总投资如果偏高，运行维护费率也会偏高，为此要尽可能降低项目的单位投资成本，这样才能同比具备优势。成本调查是容量电价核定的一项关键内容，发改部门全面掌握了国内各地区、各时期的原材料价格、用能成本、用工成本等关键的工程价格参数，在审核项目投资成本的时候，如发现有价格明显高于同期同类产品市场平均价格的，超出的部分将予以剔除，所以在项目建设过程中要严格把控建设成本，按照成本监审要求剔除与抽水蓄能电站建设及运营无关的成本项（包括超核准规定的概算、非建设经营贷款、福利性酒店或住房、超工资总额的奖金和补贴等）。
为提高电站的可用率，在水泵、发电机组等关键设备选型方面，要优先关注效率指标，确保电站的可用率达到监管要求。电站的建设方案一定要充分考虑后期的运营成本，而且要确保卓越的工程质量，尽可能减少后期维护的费用，当运行维护费率低于前50名的平均值时，有望获得超过6.5%的超额收益。
目前项目核算容量电价时仅从投产时间开始算，对于6-8年建设期的资本金收益率暂无保障，前期资本金投入比例应该有个统筹控制。另外，电站的投资金额是以竣工决算为依据，这意味着成本调查工作会存在一定的滞后性，有区分临时容量电价和正式容量电价，报项目核准的时候，投资金额适当调高一点更有利于保障临时容量电价阶段的投资收益。
2022年6月28日笔者发布了一期《关于新型储能的政策梳理》，就国家层面推动新型储能电站高速发展的政策进行分析，新型储能与抽蓄电站在投资机制和价格形成机制方面的问题相似，解决方式也有可能类似：以核价方式确定的成本通过输配电价疏导，通过现货市场和辅助服务市场获取超额利润。因此对于抽蓄而言，以电化学储能为代表的新型储能凭借自身优势大规模发展商业化应用将会给储能市场带来冲击，将不可避免地出现各储能之间的激烈竞争，影响电网对抽水蓄能电站的需求规模，因此布局中远期抽蓄项目时得补充分析区域储能市场，避免因为利用率不高影响项目收益。
除以上外还需要清晰地认识到633号文意犹未尽之处，对于同时服务多省区的抽水蓄能电站的容量电价核定暂不明确，容量电费在特定电源和电力系统间分摊也存在问题，比如调节高波动的新能源、调节核电稳定运行等情况，另外对于参与辅助服务调频、调压等服务产生亏损由抽蓄电站自负，所以相关工作开展也得需要进一步深入研究。
