蓄能行业重磅政策来袭，价格机制或有重大调整！

国家发展改革委7日发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（以下简称《意见》）。《意见》提出，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场，为抽水蓄能电站加快发展、充分发挥综合效益创造更加有利的条件。

《意见》要求，此意见印发之日前已投产的电站，执行单一容量制电价的，继续按现行标准执行至2022年底，2023年起按本意见规定电价机制执行；执行两部制电价的，电量电价按本意见规定电价机制执行，容量电价按现行标准执行至2022年底，2023年起按本意见规定电价机制执行；执行单一电量制电价的，继续按现行电价水平执行至2022年底，2023年起按本意见规定电价机制执行。

华北电力大学教授曾鸣近日接受上海证券报记者采访时表示，以风电光伏为主的新能源随机波动性强，想要让整个电力系统保持安全稳定且经济运行，必须以储能系统作为支撑。储能将成为新型电力系统中的要素。而抽水蓄能电站具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，是电力系统的主要调节电源。

“今后一段时期，加快发展抽水蓄能电站，是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求，对保障电力供应、确保电网安全、促进新能源消纳、推动能源绿色低碳转型具有重要意义。”《意见》指出。

《意见》提出，在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加。

在电力现货市场尚未运行的地方，抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行，因调度等因素未使用的中标电量按燃煤发电基准价执行。抽水蓄能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。由电网企业提供的抽水电量产生的损耗在核定省级电网输配电价时统筹考虑。

抽水蓄能作为电力系统中稀缺的调节资源，不仅能有效促进新能源消纳，更能增强电力系统的平衡调节能力。随着高比例可再生能源接入，抽水蓄能电站发展需求将持续增长，投产规模将大幅提升。

据国家电网相关负责人介绍，截至2020年底，我国新能源装机已达5.3亿千瓦，在全球新能源装机总量中的占比已超过1/3，2030年将达到12亿千瓦以上，新能源的高效利用将面临较大挑战。预计2030年，我国抽水蓄能装机将达到1亿-1.2亿千瓦，抽水蓄能规模的持续扩大能够促进新能源快速发展，抽水蓄能可新增消纳新能源5000亿度以上。

国家电网明确表示，“十四五”期间积极推动抽水蓄能电站科学布局、多开多投，力争在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工2000万千瓦以上装机、1000亿元以上投资规模的抽水蓄能电站。国家电网方面将向社会开放其拟建抽水蓄能项目，“合作模式一厂一议、灵活选择，社会资本可参可控”。

公开资料显示，国家电网近年来持续加大抽水蓄能布局，该公司于去年12月23日集中开工三座抽水蓄能电站，新开工的三座电站分别是山西浑源、浙江磐安、山东泰安二期，总投资267.17亿元，总装机容量达到了450万千瓦。据央视财经报道，这些水电站将分别在2028年和2029年竣工投产。可实现与华东、华北地区新能源联合协调运行，每年可消纳富余新能源120亿千万时左右，每年可减少原煤消耗96万吨、减排二氧化碳186万吨，二氧化硫2万吨。