对十三届全国人大四次会议第3436号建议的答复

　　您提出的关于加快完善抽蓄电价形成机制推动抽蓄电站可持续发展的建议收悉。经认真研究，现答复如下。

　　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，是电力系统最主要的调节电源，在保障电力安全、促进清洁能源消纳、提升电力系统性能等方面发挥着“稳定器”“调节器”作用。2004年以来，我委和国家能源局逐步建立健全抽水蓄能价格机制，推动形成合理的抽水蓄能投资模式和回报机制，2014年出台《关于完善抽水蓄能价格形成机制有关问题的通知》（发改价格﹝2014﹞1763号），2015年出台《关于鼓励社会资本投资水电站的指导意见》（国能新能〔2015〕8号），进一步完善相关政策，有效调动了各方面积极性，对促进抽水蓄能健康发展发挥了重要作用。但随着电力市场化改革的不断深化、新能源占比的不断提高，原有相关政策机制运行中出现一些新情况、新问题。我们赞同您提出的加快完善抽水蓄能价格形成机制，推动抽水蓄能可持续发展。

　　一、关于完善抽水蓄能价格形成机制。适应新形势、新要求，2021年4月30日，我委印发《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，以下简称《意见》），促进抽水蓄能加快发展。《意见》坚持以两部制电价政策为主体，强化与电力市场建设发展的衔接，着力提升抽水蓄能电价形成机制的科学性、操作性和有效性。一是适应电力市场建设发展优化了电量电价机制。在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能抽水电价、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；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。二是完善容量电价核定和容量电费回收机制。明确根据《抽水蓄能容量电价核定办法》，在成本调查基础上，对标行业先进水平合理确定核价参数，统一核定抽水蓄能容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收，保障了容量电费的足额回收。

　　二、关于建立合理的投资模式。国能新能〔2015〕8号文件明确要求，通过业主招标等方式进一步鼓励和积极支持社会资本投资抽水蓄能电站，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，建立以业主招标为主要形式的鼓励社会资本投资抽水蓄能电站的工作机制等。近年来，除国家电网公司和南方电网公司外，三峡集团、华电集团、中核集团、福建投资集团、华源电力等一批企业纷纷进入抽水蓄能领域进行投资建设，逐步形成投资主体多元化局面。目前，国家能源局正在组织编制全国新一轮抽水蓄能发展中长期规划，将继续完善相关政策措施，进一步推动抽水蓄能投资主体多元化。

　　三、关于建立合理的回报机制。《意见》在明确抽水蓄能价格形成机制的同时，要求各地价格主管部门、能源主管部门按照职能分工，加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位，推动电站平等参与电力中长期交易、现货市场交易、辅助服务市场或辅助服务补偿机制；提出适应电力市场建设发展进程和产业发展实际需要，适时降低或根据抽水蓄能电站主动要求降低政府核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例，以推动电站自主运用剩余机组容量参与电力市场，逐步实现电站主要通过参与市场回收成本、获得收益。

　　感谢您对发展改革工作的关心和支持。

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国家发展改革委

2021年8月19日