近年來，我國抽蓄電站投運規(guī)模持續(xù)擴大，對保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和新能源消納發(fā)揮了至關(guān)重要的作用。在本輪電力體制改革以前，我國已經(jīng)先行探索了多種抽蓄電站的運營管理模式和價格形成機制，但部分政策未能真正落地，如投資主體多元化進展不如人意，發(fā)電企業(yè)應(yīng)承擔的25%租賃費一直未能實施，通過輔助服務(wù)市場疏導成本暫不具備實施條件，導致抽蓄電站投資主體單一、電價形成機制尚未完全理順，投資回報難以保證。2015年新一輪電力體制改革以來，電力市場化建設(shè)持續(xù)推進、輸配電價改革不斷深入，抽蓄電站成本被認定為“與輸配電業(yè)務(wù)無關(guān)的費用”，“不得計入輸配電定價成本”，但對該費用如何疏導并無明確規(guī)定，新投產(chǎn)和已投產(chǎn)未疏導的抽蓄電站面臨經(jīng)營困局，抽蓄行業(yè)的可持續(xù)健康發(fā)展受到一定影響。2021年5月，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號，以下簡稱633號文），引發(fā)能源行業(yè)高度關(guān)注。633號文的出臺，對于促進抽蓄電站的可持續(xù)健康發(fā)展，進一步提高電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)資源有效供給，加快構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，可謂恰逢其時、意義重大、影響深遠。

國外抽蓄電站運營模式及電價機制

全球抽蓄電站總裝機規(guī)模約1.5億千瓦，主要分布在美國、歐洲、日本等經(jīng)濟發(fā)達國家（占比80%左右）。從國外抽蓄電站運營模式和電價機制來看，可以分為三類：一是電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營方式（內(nèi)部核算制）。抽蓄電站作為電網(wǎng)組成部分，類似其他輸變電資產(chǎn)，沒有獨立電價。二是租賃方式（單一容量價格）。第三方投資建設(shè)抽蓄電站，由電網(wǎng)租賃，相關(guān)費用納入電網(wǎng)統(tǒng)一核算，再通過銷售電價一并疏導。三是電力市場競爭模式。抽蓄電站多由獨立發(fā)電公司投資建設(shè)，通過參與電能量市場和輔助服務(wù)市場獲取收益，但市場上所獲收入僅能覆蓋其成本的20～30%，還需要簽訂中長期合同通過黑啟動、無功調(diào)節(jié)等服務(wù)才能解決投資回報問題。目前，85%的抽蓄電站采用前兩種方式，只有不到15%通過參與電力市場競爭來獲取收益回報。

1、美國

電價機制主要有三類：一是內(nèi)部核算制。抽蓄電站成本計入電網(wǎng)運營成本統(tǒng)一核算，電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)的抽蓄電站經(jīng)營模式大多采用該模式。二是租賃制。電網(wǎng)企業(yè)租賃抽蓄電站，租賃費由電站投資成本、運行管理成本以及合理的投資利潤組成。三是電力市場競爭。加州建立了獨立于電能量市場之外的競爭性輔助服務(wù)市場，抽蓄電站可以靈活參與這兩種市場，以獲得最大收益。

2、英國

電價機制為兩部制上網(wǎng)電價。抽蓄電站收入主要包括兩部分：第一部分為固定部分，即容量補償，約占抽蓄電站總收入的70～80%，由電網(wǎng)企業(yè)予以補償并向用戶側(cè)疏導；第二部分為變動部分，約占抽蓄電站總收入的20～30%，抽蓄電站通過參加電能量市場競爭獲得，但會因時段、報價的不同而波動。

3、法國

電價機制主要是內(nèi)部核算制。法國電力公司統(tǒng)一建設(shè)、管理和運營抽蓄電站，按照電網(wǎng)調(diào)度運行，沒有獨立電價。

4、日本

電價機制主要有兩類：一是內(nèi)部核算制。日本十家電力公司是發(fā)、輸、配、售垂直一體化的體系結(jié)構(gòu)，電力公司內(nèi)部下屬的抽蓄電站采用內(nèi)部核算制，沒有獨立電價。二是租賃制。第三方投資建設(shè)抽蓄電站，在經(jīng)營上全部采用電力公司租賃經(jīng)營模式，租賃費按補償成本、合理盈利、公平負擔的原則，通過用戶側(cè)銷售電價疏導。

我國抽蓄電站運營模式及電價機制

● 運營現(xiàn)狀

截至2020年底，我國抽蓄電站在運共30余座、總裝機容量3179萬千瓦，在建共30余座、總裝機容量5243萬千瓦，均主要分布在華北、華東和南方區(qū)域。雖然我國抽蓄電站在運、在建裝機規(guī)模均位居世界第一，但抽蓄裝機容量占電源總裝機容量比例僅為1.4%，而歐洲、日本等發(fā)達國家一般在4～8%，與國外先進水平相比我國仍有較大差距。當前，我國抽蓄行業(yè)發(fā)展正面臨重要的窗口期、機遇期。今年上半年，國家能源主管部門、能源電力央企相繼出臺一系列政策、措施，積極推動抽蓄行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。國家能源局印發(fā)《2021年能源工作指導意見》，明確提出開展全國新一輪抽蓄電站中長期規(guī)劃，加快一批抽蓄電站建成投產(chǎn)，推進一批抽蓄電站核準開工建設(shè)。國家電網(wǎng)公司發(fā)布服務(wù)碳達峰碳中和、構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、加快抽蓄電站開發(fā)建設(shè)等重要舉措，提出“十四五”期間力爭在新能源集中開發(fā)地區(qū)和電力負荷中心新增建設(shè)抽蓄電站裝機2000萬千瓦以上，投資規(guī)模超過1000億元。南方電網(wǎng)公司發(fā)布《建設(shè)新型電力系統(tǒng)行動方案（2021～2030年）白皮書》，提出“十四五”和“十五五”期間分別投產(chǎn)500萬千瓦和1500萬千瓦抽蓄電站?？梢?，未來我國抽蓄電站發(fā)展需求將持續(xù)增長，投產(chǎn)規(guī)模將大幅提升，預計2030年我國抽蓄電站裝機規(guī)模將達到1～1.2億千瓦，發(fā)展前景十分廣闊。

● 政策體系

規(guī)劃建設(shè)和投資管理方面的政策主要有：《關(guān)于抽水蓄能電站建設(shè)管理有關(guān)問題的通知》（發(fā)改能源〔2004〕71號），明確要求抽蓄電站建設(shè)實行區(qū)域統(tǒng)一規(guī)劃，主要由電網(wǎng)企業(yè)建設(shè)和管理。發(fā)電企業(yè)投資建設(shè)的抽蓄電站，作為獨立電廠參與電力市場競爭?！冻樗钅茈娬窘ㄔO(shè)工作座談會議紀要》（國能新能〔2009〕233號），明確由水電水利規(guī)劃設(shè)計總院、國家電網(wǎng)公司和南方電網(wǎng)公司、地方政府共同做好抽蓄電站建設(shè)布局的研究和規(guī)劃工作。《關(guān)于進一步做好抽水蓄能電站建設(shè)的通知》（國能新能〔2011〕242號），明確要求原則上由電網(wǎng)企業(yè)有序開發(fā)、全資建設(shè)抽蓄電站，杜絕電網(wǎng)企業(yè)與發(fā)電企業(yè)（或潛在發(fā)電企業(yè)）合資建設(shè)抽蓄電站項目；嚴格審核發(fā)電企業(yè)投資建設(shè)抽蓄電站項目?！蛾P(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號）和《關(guān)于促進抽水蓄能電站健康有序發(fā)展有關(guān)問題的意見》（發(fā)改能源〔2014〕2482號），要求進一步規(guī)范和落實抽蓄電站建設(shè)管理體制，有序推進抽蓄電站市場化改革；抽蓄電站以電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)全資建設(shè)和管理為主，逐步建立引入社會資本的多元市場化投資體制機制；在具備條件的地區(qū)，鼓勵采用招標、市場競爭等方式確定抽蓄電站項目業(yè)主?！蛾P(guān)于鼓勵社會資本投資水電站的指導意見》（國能新能〔2015〕8號），明確要求未明確開發(fā)主體的抽蓄電站，可通過市場方式選擇投資者?！冻樗钅芤?guī)劃工作座談會議紀要》（國能綜新能〔2016〕30號），再次強調(diào)項目核準建設(shè)必須堅持以規(guī)劃為指導，按照國家主導、統(tǒng)一組織的原則，由國家能源局統(tǒng)一組織開展抽蓄電站選點規(guī)劃，并委托水電總院負責具體技術(shù)指導。綜上，我國抽蓄電站規(guī)劃建設(shè)和投資管理政策可歸納為：規(guī)劃政府管，水電總院、電網(wǎng)公司參與；投資逐步市場化，投資主體招標競爭確定。目前，我國90%的在運、在建抽蓄電站由電網(wǎng)企業(yè)獨資或控股投資建設(shè)。近年來，非電網(wǎng)企業(yè)也在積極介入項目開發(fā)和前期工作。

成本回收和價格機制的政策主要有：《關(guān)于抽水蓄能電站建設(shè)管理有關(guān)問題的通知》（發(fā)改能源〔2004〕71號，簡稱71號文），明確抽蓄電站建設(shè)和運行成本納入電網(wǎng)運行費用統(tǒng)一核定?！蛾P(guān)于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知》（發(fā)改價格〔2007〕1517號）進一步細化規(guī)定，71號文下發(fā)后審批的抽蓄電站，由電網(wǎng)企業(yè)全資建設(shè)，不再核定電價，其成本納入電網(wǎng)運行費用統(tǒng)一核定；71號文下發(fā)前審批但未定價的抽蓄電站，作為遺留問題由電網(wǎng)企業(yè)租賃經(jīng)營，租賃費按照補償固定成本和合理收益的原則核定。核定的抽蓄電站租賃費原則上由電網(wǎng)企業(yè)消化50%，發(fā)電企業(yè)和用戶各承擔25%?！蛾P(guān)于進一步做好抽水蓄能電站建設(shè)的通知》（國能新能〔2011〕242號），再次強調(diào)抽蓄電站建設(shè)運行成本納入電網(wǎng)運行費用。《關(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號）和《關(guān)于促進抽水蓄能電站健康有序發(fā)展有關(guān)問題的意見》（發(fā)改能源〔2014〕2482號），明確在電力市場形成前，抽蓄電站實行兩部制電價。其中，容量電價按照彌補抽蓄電站固定成本及準許收益的原則核定，逐步對新投產(chǎn)的抽蓄電站實行標桿容量電價。電量電價主要彌補抽蓄電站抽發(fā)電損耗等變動成本，電價水平按當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價(含脫硫、脫硝、除塵等環(huán)保電價)執(zhí)行。抽水電量電價按燃煤機組標桿上網(wǎng)電價的75%執(zhí)行。容量電費和抽發(fā)損耗納入省級電網(wǎng)運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。綜上，由于建設(shè)時間和適用政策不同，我國抽蓄電站成本回收和價格機制可歸納為：電網(wǎng)內(nèi)部核算電價、單一電量制電價、單一容量制電價（租賃制）和兩部制電價四類。目前，我國90%的在運抽蓄電站采用單一容量制電價（租賃制）和兩部制電價。

● 存在問題

價格政策未能嚴格落實。一是發(fā)改價格〔2007〕1517號文提出的發(fā)、輸、用多方分攤抽蓄電站租賃費（電網(wǎng)企業(yè)消化50%，發(fā)電企業(yè)和用戶各承擔25%）原則未嚴格執(zhí)行。雖然個別抽蓄電站應(yīng)由發(fā)電企業(yè)承擔的25%租賃費通過低谷電量招標進行了疏導，但總體來說規(guī)模不大，進展減緩。二是發(fā)改價格〔2014〕1763號文提出的電價疏導機制未完全理順。由于抽蓄項目情況千差萬別，全國實行標桿容量電價難度較大，具體的操作規(guī)則和方法一直未出臺。三是發(fā)改能源〔2014〕2482號文提出的電價疏導機制未嚴格落實。國內(nèi)大多數(shù)調(diào)頻輔助服務(wù)市場和“兩個細則”均未將抽蓄電站納入其中，通過輔助服務(wù)市場疏導機制的實施條件還不成熟。目前，國內(nèi)2015年以后新投產(chǎn)的抽蓄電站電價均未獲得國家價格主管部門批復，暫執(zhí)行省級價格部門審核的臨時兩部制電價。

價格機制有待進一步完善。《輸配電定價成本監(jiān)審辦法（試行）》（發(fā)改價格〔2015〕1347號）和《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法（試行）》（發(fā)改價格規(guī)〔2016〕2711號），抽蓄電站被認定為“與省內(nèi)共用網(wǎng)絡(luò)輸配電業(yè)務(wù)無關(guān)”，“不得納入可計提收益的固定資產(chǎn)范圍”。2019年修訂印發(fā)的新版本《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2019〕897號）和《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2020〕101號）繼續(xù)堅持這一原則，抽蓄電站被認定為“與電網(wǎng)企業(yè)輸配電業(yè)務(wù)無關(guān)的費用”，“不得計入輸配電定價成本”。兩輪輸配電價核定時，均將抽蓄電站的資產(chǎn)、成本費用剔除在有效資產(chǎn)和定價輸配電成本的范圍之外，沒有納入輸配電價。目前電網(wǎng)企業(yè)普遍在購電成本中解決抽蓄電站的容量電費或成本回收問題，并作為銷售電價調(diào)整因素進行疏導。但存在以下問題：市場化交易采用價差傳導模式時，用戶側(cè)銷售電價是在目錄電價基礎(chǔ)上調(diào)整，而目錄電價調(diào)整時考慮了電網(wǎng)企業(yè)購電成本影響，從而對電網(wǎng)企業(yè)影響不大；但市場化交易采用順價模式時，用戶側(cè)電價是在發(fā)電側(cè)交易電價基礎(chǔ)上，順加輸配電價（含線損及交叉補貼）、政府性基金及附加等得出，各環(huán)節(jié)均未考慮電網(wǎng)企業(yè)購電成本，從而本應(yīng)市場化用戶承擔的部分抽蓄電站成本全部轉(zhuǎn)移至電網(wǎng)企業(yè)承擔。

對《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》的解讀

633號文從促進我國抽蓄電站加快發(fā)展的角度出發(fā)，為“雙碳”目標要求下構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)提供了政策保障。633號文內(nèi)容十分豐富，其亮點主要在承接過往抽蓄電站發(fā)展的相關(guān)政策基礎(chǔ)上，進一步理順了抽蓄電站電價形成機制，將原有“政府核定電量電價及容量電價”的兩部制電價機制改進為“以競爭性方式形成電量電價，并將容量電價納入輸配電價回收”的新型抽蓄電站價格形成機制，解決了長久以來影響抽蓄行業(yè)發(fā)展的成本疏導問題，并且提出建立與電力市場建設(shè)發(fā)展相銜接的機制。在規(guī)劃建設(shè)和投資管理、成本回收和價格機制方面，具體來說，主要有以下幾點：

鼓勵社會資本積極參與抽蓄電站投資建設(shè)。一般認為，抽蓄屬于競爭性業(yè)務(wù)，其投資主體應(yīng)該多元化。隨著我國市場化改革、技術(shù)進步及市場主體準入管制的放松，抽蓄電站的投資主體已經(jīng)不限于電網(wǎng)企業(yè)。為調(diào)動社會資本參與抽蓄電站投資建設(shè)的積極性，633號文提出通過簽訂中長期合同、實施“三公”調(diào)度、嚴格執(zhí)行兩部制電價政策、及時結(jié)算電費四項約束性措施，保障非電網(wǎng)抽蓄電站業(yè)主的合理權(quán)益。此外，容量電價核定辦法明確，經(jīng)營期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率按6.5%核定，穩(wěn)定了社會資本投資收益的可預期性。

構(gòu)建考慮功能定位和服務(wù)范圍的容量電費分攤機制。抽蓄電站能夠為電力系統(tǒng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)相、儲能、系統(tǒng)備用和黑啟動六大功能服務(wù)，有效保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行、提升新能源利用效率，使電力系統(tǒng)及用戶廣泛受益，屬于電力系統(tǒng)公共服務(wù)產(chǎn)品范疇。當前管理體制下，電網(wǎng)企業(yè)代表電力系統(tǒng)及用戶向抽蓄電站購買電力服務(wù)并支付服務(wù)費，并不等于抽蓄電站成本進入輸配電價，而應(yīng)是受益主體承擔相應(yīng)費用。雖然633號文繼續(xù)遵循了抽蓄電站成本不得計入輸配電定價成本的原則，但也提出可以納入省級電網(wǎng)輸配電價回收，從頂層機制設(shè)計層面為抽蓄電站容量電費的合理疏導提供了保障路徑。此外，按照“誰受益、誰承擔”的原則，633號文提出了合理的分攤結(jié)構(gòu)，即對于服務(wù)于區(qū)域電網(wǎng)的抽蓄電站，容量電費在多個省級電網(wǎng)的分攤與區(qū)域電網(wǎng)容量電費的分攤相統(tǒng)一，對于服務(wù)于特定電源和電力系統(tǒng)的抽蓄電站，容量電費按容量分攤比例在特定電源和電力系統(tǒng)之間進行分攤。

體現(xiàn)容量電價核定的激勵機制。對于抽蓄電站投建中實際貸款利率低于同期市場利率部分，按50%比例在用戶和抽蓄電站之間分享，對節(jié)約融資成本有明顯的激勵作用。運行維護費按照從低到高前50%的平均水平核定，對于運維成本先進的抽蓄電站有明顯的激勵作用。這些收益分享機制安排，體現(xiàn)了經(jīng)濟學機制設(shè)計理論中的激勵相容原則，有利于促進抽蓄電站可持續(xù)健康發(fā)展。

強化與電力市場建設(shè)的有序銜接。633號文規(guī)定，以競爭方式形成電量電價，明確有電力現(xiàn)貨時的電量電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結(jié)算；電力現(xiàn)貨尚未運行時，鼓勵引入競爭性招標采購方式形成電量電價。今后，以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，每個市場主體都具有不同的角色定位。633號文明確提出加快確立抽蓄電站獨立市場主體地位，推動電站平等參與電力中長期交易、現(xiàn)貨市場交易、輔助服務(wù)市場或輔助服務(wù)補償機制，為未來具備條件時抽蓄電站參與電力市場指明了方向。

有關(guān)建議

● 進一步完善抽蓄電站價格形成機制，促進抽蓄行業(yè)可持續(xù)健康發(fā)展

633號文屬于改革“意見”，表達的是國家價格主管部門對抽蓄電站價格形成機制的改革思路，而非一個具體的定價辦法，后續(xù)應(yīng)該在具體實踐中出臺相應(yīng)的實施細則。比如容量電費分攤機制就是一個難題，容量電費在多個省級電網(wǎng)如何分攤（為實現(xiàn)更大范圍資源優(yōu)化配置，存在部分抽蓄電站同時服務(wù)多個省級電網(wǎng)情況，如浙江天荒坪抽蓄電站同時服務(wù)華東電網(wǎng)三省一市）？在特定電源與電力系統(tǒng)間如何分攤（存在部分抽蓄電站同時服務(wù)特定電源和電力系統(tǒng)情況，如廣州抽蓄電站同時服務(wù)廣東電網(wǎng)、香港電網(wǎng)、大亞灣核電）？分攤比例如何確定？按照“誰受益，誰承擔”的原則，具有強隨機性、波動性、間歇性的風電、光伏等新能源，對于系統(tǒng)容量的耗費明顯高于其他常規(guī)電源，是否應(yīng)該多分攤、如何多分攤？考慮抽蓄電站對核電穩(wěn)定運行的調(diào)節(jié)作用，對核電增加利用小時數(shù)或不參與調(diào)峰所產(chǎn)生的經(jīng)濟效益，是否應(yīng)該分享、如何分享？作為受益主體，是否所有用戶都應(yīng)分攤?cè)萘侩娰M、分攤比例如何確定？此外，如何確定合理的價格核定參數(shù)，如何對成本合理性進行科學審核也都需要進一步深入研究。

●積極推進電力體制改革，深入開展電力市場環(huán)境下抽蓄電站運營模式研究

現(xiàn)階段，我國電力市場建設(shè)還不成熟，僅有八個試點省份探索建設(shè)了現(xiàn)貨市場并啟動了長周期結(jié)算試運行，帶電力曲線的中長期交易不及預期，電力輔助服務(wù)市場仍處于初級階段，市場機制、產(chǎn)品種類還不健全，抽蓄電站還不具備一步到位、完全市場化的條件。在現(xiàn)階段，兩部制電價是一種彌補抽蓄電站成本、獲取合理收益的穩(wěn)妥價格機制。但是，從國家能源主管部門對抽蓄電站改革的態(tài)度看，以管制性容量定價為主體的兩部制電價只是過渡階段，而不是最終目標，抽蓄電站未來還是應(yīng)該參與電力市場，由電力市場來促進、引導抽蓄電站靈活調(diào)節(jié)和獲取收益，這才是我國電力市場化改革的導向。應(yīng)深入開展抽蓄電站運營機制創(chuàng)新改革研究，探索“新能源+抽蓄”“核電+抽蓄”價值機理和效益實現(xiàn)形式。近期，除了通過低谷電量招標疏導部分成本以外，為充分挖掘抽蓄電站調(diào)峰潛力、有效促進新能源消納，可繼續(xù)探索開展抽蓄電站富余抽水電量跨省跨區(qū)交易。從長遠看，抽蓄電站的投資回報應(yīng)該通過市場機制來解決，條件成熟時可采用“中長期合同+現(xiàn)貨電能量市場+容量市場+輔助服務(wù)市場”的方式，將其電力服務(wù)在市場上拍賣，體現(xiàn)靈活調(diào)節(jié)的稀缺價值。

● 借鑒抽蓄電站有關(guān)經(jīng)驗，及早開展新型儲能成本回收和價格形成機制研究

2021年4月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見（征求意見稿）》，業(yè)界普遍認為這是在“雙碳”目標下的政策加碼，儲能迎來重大政策利好，新型儲能即將加速發(fā)展。在價格機制方面，該意見提出“建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場；研究探索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收”，對于將能夠延緩電網(wǎng)投資的儲能進入輸配電價留下了一定空間。對于何謂“電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施”，業(yè)界一度迷茫。其實，早在2020年9月，國家能源局對十三屆全國人大三次會議“關(guān)于加快推進電化學儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的建議”的提案（第9178號）復函中指出，“部分電網(wǎng)側(cè)儲能設(shè)施實現(xiàn)了對輸電線路、變電設(shè)備的投資替代，將其建設(shè)經(jīng)營成本納入電網(wǎng)企業(yè)提供輸配電服務(wù)的費用支出，具有一定的合理性”。新型儲能與抽蓄電站在投資機制和價格形成機制方面的問題相似，雖然633號文僅涉及抽蓄電站，但也為整個電力系統(tǒng)儲能服務(wù)定價奠定了政策基礎(chǔ)。對于電網(wǎng)側(cè)儲能，最理想的政策方向是參照抽蓄電站規(guī)劃建設(shè)模式，編制儲能專項規(guī)劃，報國家審批后實施。為確保儲能需求增長和品質(zhì)把控，項目經(jīng)核準后，由電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)，作為輸配電價核價范圍有效資產(chǎn)，其成本通過輸配電價疏導，當然這依賴于電力市場化建設(shè)的推進和電價調(diào)整空間的打開。

本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2021年07期，作者單位：中國南方電網(wǎng)有限責任公司改革發(fā)展研究中心

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