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混改加持，建设潮重启 2014年，市场化改革正在酝酿，抽水蓄能的命运又迎来了剧变。 国家发改委于当年发布了《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》，提出开展体制机制改革试点，综合考虑电网实际情况和地方积极性，选择抽水蓄能电站建设任务重、新能源开发集中或电力系统相对简单的浙江、内蒙古、海南等省份，深入开展抽水蓄能建管体制和运营机制创新改革研究，重点研究探索抽水蓄能电站价值机理和效益实现形式，落实“谁受益、谁承担”的市场经济规则。 2014年底，国务院发布《关于创新重点领域投融资机制鼓励社会投资的指导意见》（国发﹝2014﹞60号），提出鼓励社会资本参与电力建设。通过业主招标等方式，鼓励社会资本投资常规水电站和抽水蓄能电站。 两个月后，国家能源局根据这一文件精神发布了《关于鼓励社会资本投资水电站的指导意见》，正式提出：未明确开发主体的抽水蓄能电站，可通过市场方式选择投资者。 发电企业似乎重新燃起了投建抽蓄电站的热情。 长龙山电站装机容量210万千瓦，已于2015年底开工，预计2024年完工，这是继呼蓄之后，三峡集团投资建设的第二座抽水蓄能电站，与天荒坪电站同处浙江安吉县天荒坪镇。华电集团在福建投资建设了周宁抽水蓄能电站，电站装机容量120万千瓦，2016年正式动工，预计2022年全面竣工。此外，中核集团也拥有三个抽水蓄能项目：永泰闽投抽水蓄能电站在建，漳州云霄和辽宁兴城则尚未开工。 这些抽水蓄能项目，有的是发电企业独资，还有不少是与地方国资合作投资。 王化中分析，发电企业积极投资建设抽水蓄能电站，一方面是看中抽蓄项目作为清洁能源项目的长期成长性，另一方面通常把抽水蓄能项目与新能源或核电项目的开发相关联，或者作为整体开发，但由于电价机制所限，总体上电网企业仍是抽水蓄能电站开发建设的绝对主力。 资深业内人士透露，鼓励更多主体投资抽蓄，促进抽蓄的发展与2014年大批风电项目上马有一定关系。 2017年，国家能源局原局长张国宝撰文指出：储能能力与可再生能源发电能力不协调、滞后，作为政府管理部门应尽快制定储能电力价格政策，做好在主要弃风地区的储能能力建设规划。作为自然垄断行业的电网公司有责任解决清洁能源的消纳问题，应该从丰厚的利润中拿出一部分钱去建储能设施，不能认为电网公司只管输配电，储能不是我的事。由于没有储能设施导致弃电和没有输电线路的道理是一样的。有钱建输电线就应该拿钱建储能设施。 与此同时，2014年还刮起了混合所有制的“东风”，投资主体相对单一的抽水蓄能电站也“入围”了。 2014年《政府工作报告》进一步提出“加快发展混合所有制经济”。国企民企融合成为新一轮国资国企改革重头戏。 2015年底，国家发改委就电力领域开展混改示范召开座谈会。国家电网提出在抽水蓄能电站、储能装置、电动汽车充换电设施、分布式电源接网工程等四类电网项目中引入社会投资。 当时，国网人士向媒体透露，作为电力系统的重要设施，抽水蓄能电站、储能装置项目不能单独运作，只能就具体项目实行投资开放，预计建设、运营的主导权还是在国网。 2017年初的工作会议上，时任国家电网公司董事长、党组书记舒印彪重提以抽水蓄能电站建设、增量配电投资业务放开、产业和金融单位等为重点，发展混合所有制；2018年，国家电网有限公司董事长、党组书记寇伟也多次提出要大力发展抽水蓄能电站，支撑新能源大规模发展。 2018年12月25日，国网召开“贯彻落实庆祝改革开放40周年大会精神?加快推动公司开放合作重点工作取得新突破”新闻发布会，将“大力开展抽水蓄能领域投资合作”列为十项全面深化改革举措的第五项内容。会上还提到，国网加快推进混合所有制改革，扩大混合所有制改革范围，目前改革已初见成效。其中，浙江衢江抽水蓄能电站与申能股份、浙江能投集团合作组建项目公司。 2019年1月，河北抚宁等5座抽水蓄能电站工程宣布开工。2019年也被业界誉为“抽水蓄能大年”。 寄望两部制还是市场化改革？ 密集的开工喜讯背后还是价格不落定的担忧。 2014年底，国家发改委发布《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）（以下简称“1763号文”），在电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价。容量电价按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定，电量电价体现其通过抽发电量实现调峰填谷效益，电价水平按当地燃煤机组标杆上网电价执行。 有业内人士分析，回暖的投资意愿多少与对两部制电价的期待是分不开的。 业内专家指出，两部制电价能够规避单一制电价的缺点。在两部制下，调度就不必因考虑抽水蓄能的盈利问题而多调或少调，能更好地根据实际需要使用抽水蓄能电站。 两部制的思路受到欢迎，但在实际落实中却并非完美。 王化中指出，两部制的实施难点集中在容量电费的支付上。 他分析说，虽然2014年出台了抽水蓄能电站两部制电价，但电价疏导机制并未完全理顺。对于电费回收方式，1763号文提出：电力市场化前，抽水蓄能电站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。但这一条并没有具体的操作规则和方法。 位于内蒙古呼和浩特市东北方向大青山区的三峡呼蓄电站就是一例。 1996年，呼蓄电站由内蒙古电力集团全资筹建。相关文献记载，2009年年中，由于“工程建设运转资金不到位等多方面原因”，建设无法进行，电站进入停工状态，但内蒙古区政府还是希望区内拥有抽蓄电站，因此开始向外寻求解决方案。 《中国能源报》曾报道，当时，三峡集团正带着创建“风电三峡”的目标进军内蒙古新能源发电领域，愿意接手抽蓄电站，于是与内蒙古政府、内蒙古电力集团公司签下了三方合作协议，合资建设呼蓄工程。最终，三峡集团以9.15亿元出资获得61%的股权，其余39%股权由14家在内蒙古发展风电业务的企业持有，自治区直属的内蒙古电力集团公司退出。 2014年底，呼蓄电站1、2号机组投产，2015年6月，3、4号机组投产。电站执行两部制电价，电费核定为每年6.6亿元。 然而，从建成起，电站一直都没法足额收到容量电费，陷入亏损。 多年扭亏无望后，2018年，三峡集团发布股权转让公告，转让呼蓄电站61%股权，并于2019年整体移交给内蒙古电力公司。 王化中介绍，两部制电价中容量电费一般都达到每年数亿的水平，如果没能有效疏导，对于电网公司来说也有很大压力。 对于呼蓄电站的容量电价部分，2015年时，蒙西电网是通过煤电联动的差额和输配电价改革腾出的价格空间，确定用于支付电站抽发损耗3亿元，但剩余的3.6亿元没有解决方案。 尽管两部制电价依然不是最完美的答案，但至少给了抽蓄一点“盼头”，而令人遗憾的是，1763号文明确的两部制电价有一个重要的前提：电力市场形成前。但2014年到2015年电力市场建设正式提上日程，逐渐清晰的价格政策环境再度变得模糊。 国网能源研究院能源战略与规划研究所主任工程师张富强说，1763号文发布后，转向两部制电价的工作一直在顺利推进，截至2016年底前，国网已经陆续将辽宁蒲石河、福建仙游、北京十三陵、河南回龙等电站电价模式由原先的单一电量或单一容量电价改为执行两部制电价。 但是，从国家能源主管部门对抽蓄电站改革的大势来看，“两部制电价”只是阶段性的工作安排，而不是电价改革的最终目标，未来是要推进“抽水蓄能标杆电价”还是建立辅助服务市场，存在多种路径选择。 令电网企业感到更加不安的是本轮电力体制改革下新的电价机制。 2016年，国家发改委印发《省级电网输配电价定价办法（试行）》。这个办法的核心思想是：按照“准许成本加合理收益”的办法核定输配电价。 在这个文件中，抽蓄电站被认定为“与省内共用网络输配电业务无关的固定资产”，不得纳入可计提收益的固定资产范围。 也就是说，新投建的抽水蓄能电站成本不能通过输配电价疏导出去。 上一轮电改中，政策制定者认为抽水蓄能电站主要服务于电网，因此将抽水蓄能电站划归给了电网公司。这一次，政策制定者似乎做出了新的判断。 王化中介绍，制定输配电价定价办法时，主要还是将抽水蓄能电站看作发电类资产。另外，也考虑如果抽蓄电站成本可以进入输配电价，抽蓄电站可能会仅由电网企业建设，再次陷入投资主体单一的局面。 但张富强认为，这一规定实际上没有充分考虑抽水蓄能电站主要为电网安全、稳定运行服务这一事实，因此并不合理，并且对该费用如何疏导并无明确规定。因此，新投产和已投产尚未疏导的抽水蓄能电站面临电费不能正常结算的困局，影响抽蓄行业的健康发展。 “相当于只说了一半，这个办法告诉你（抽水蓄能电站）不能纳入有效资产，然后怎么办呢？并没有提到。”张富强说。
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