2014年，市場化改革正在醞釀，抽水蓄能的命運又迎來了劇變。
國家發(fā)改委于當年發(fā)布了《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》，提出開展體制機制改革試點，綜合考慮電網(wǎng)實際情況和地方積極性，選擇抽水蓄能電站建設(shè)任務重、新能源開發(fā)集中或電力系統(tǒng)相對簡單的浙江、內(nèi)蒙古、海南等省份，深入開展抽水蓄能建管體制和運營機制創(chuàng)新改革研究，重點研究探索抽水蓄能電站價值機理和效益實現(xiàn)形式，落實“誰受益、誰承擔”的市場經(jīng)濟規(guī)則。
2014年底，國務院發(fā)布《關(guān)于創(chuàng)新重點領(lǐng)域投融資機制鼓勵社會投資的指導意見》（國發(fā)﹝2014﹞60號），提出鼓勵社會資本參與電力建設(shè)。通過業(yè)主招標等方式，鼓勵社會資本投資常規(guī)水電站和抽水蓄能電站。
兩個月后，國家能源局根據(jù)這一文件精神發(fā)布了《關(guān)于鼓勵社會資本投資水電站的指導意見》，正式提出：未明確開發(fā)主體的抽水蓄能電站，可通過市場方式選擇投資者。
發(fā)電企業(yè)似乎重新燃起了投建抽蓄電站的熱情。
長龍山電站裝機容量210萬千瓦，已于2015年底開工，預計2024年完工，這是繼呼蓄之后，三峽集團投資建設(shè)的第二座抽水蓄能電站，與天荒坪電站同處浙江安吉縣天荒坪鎮(zhèn)。華電集團在福建投資建設(shè)了周寧抽水蓄能電站，電站裝機容量120萬千瓦，2016年正式動工，預計2022年全面竣工。此外，中核集團也擁有三個抽水蓄能項目：永泰閩投抽水蓄能電站在建，漳州云霄和遼寧興城則尚未開工。
這些抽水蓄能項目，有的是發(fā)電企業(yè)獨資，還有不少是與地方國資合作投資。
王化中分析，發(fā)電企業(yè)積極投資建設(shè)抽水蓄能電站，一方面是看中抽蓄項目作為清潔能源項目的長期成長性，另一方面通常把抽水蓄能項目與新能源或核電項目的開發(fā)相關(guān)聯(lián)，或者作為整體開發(fā)，但由于電價機制所限，總體上電網(wǎng)企業(yè)仍是抽水蓄能電站開發(fā)建設(shè)的絕對主力。
資深業(yè)內(nèi)人士透露，鼓勵更多主體投資抽蓄，促進抽蓄的發(fā)展與2014年大批風電項目上馬有一定關(guān)系。
2017年，國家能源局原局長張國寶撰文指出：儲能能力與可再生能源發(fā)電能力不協(xié)調(diào)、滯后，作為政府管理部門應盡快制定儲能電力價格政策，做好在主要棄風地區(qū)的儲能能力建設(shè)規(guī)劃。作為自然壟斷行業(yè)的電網(wǎng)公司有責任解決清潔能源的消納問題，應該從豐厚的利潤中拿出一部分錢去建儲能設(shè)施，不能認為電網(wǎng)公司只管輸配電，儲能不是我的事。由于沒有儲能設(shè)施導致棄電和沒有輸電線路的道理是一樣的。有錢建輸電線就應該拿錢建儲能設(shè)施。
與此同時，2014年還刮起了混合所有制的“東風”，投資主體相對單一的抽水蓄能電站也“入圍”了。
2014年《政府工作報告》進一步提出“加快發(fā)展混合所有制經(jīng)濟”。國企民企融合成為新一輪國資國企改革重頭戲。
2015年底，國家發(fā)改委就電力領(lǐng)域開展混改示范召開座談會。國家電網(wǎng)提出在抽水蓄能電站、儲能裝置、電動汽車充換電設(shè)施、分布式電源接網(wǎng)工程等四類電網(wǎng)項目中引入社會投資。
當時，國網(wǎng)人士向媒體透露，作為電力系統(tǒng)的重要設(shè)施，抽水蓄能電站、儲能裝置項目不能單獨運作，只能就具體項目實行投資開放，預計建設(shè)、運營的主導權(quán)還是在國網(wǎng)。
2017年初的工作會議上，時任國家電網(wǎng)公司董事長、黨組書記舒印彪重提以抽水蓄能電站建設(shè)、增量配電投資業(yè)務放開、產(chǎn)業(yè)和金融單位等為重點，發(fā)展混合所有制；2018年，國家電網(wǎng)有限公司董事長、黨組書記寇偉也多次提出要大力發(fā)展抽水蓄能電站，支撐新能源大規(guī)模發(fā)展。
2018年12月25日，國網(wǎng)召開“貫徹落實慶祝改革開放40周年大會精神 加快推動公司開放合作重點工作取得新突破”新聞發(fā)布會，將“大力開展抽水蓄能領(lǐng)域投資合作”列為十項全面深化改革舉措的第五項內(nèi)容。會上還提到，國網(wǎng)加快推進混合所有制改革，擴大混合所有制改革范圍，目前改革已初見成效。其中，浙江衢江抽水蓄能電站與申能股份、浙江能投集團合作組建項目公司。
2019年1月，河北撫寧等5座抽水蓄能電站工程宣布開工。2019年也被業(yè)界譽為“抽水蓄能大年”。
密集的開工喜訊背后還是價格不落定的擔憂。
2014年底，國家發(fā)改委發(fā)布《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）（以下簡稱“1763號文”），在電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價。容量電價按照彌補抽水蓄能電站固定成本及準許收益的原則核定，電量電價體現(xiàn)其通過抽發(fā)電量實現(xiàn)調(diào)峰填谷效益，電價水平按當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價執(zhí)行。
有業(yè)內(nèi)人士分析，回暖的投資意愿多少與對兩部制電價的期待是分不開的。
業(yè)內(nèi)專家指出，兩部制電價能夠規(guī)避單一制電價的缺點。在兩部制下，調(diào)度就不必因考慮抽水蓄能的盈利問題而多調(diào)或少調(diào)，能更好地根據(jù)實際需要使用抽水蓄能電站。
兩部制的思路受到歡迎，但在實際落實中卻并非完美。
王化中指出，兩部制的實施難點集中在容量電費的支付上。
他分析說，雖然2014年出臺了抽水蓄能電站兩部制電價，但電價疏導機制并未完全理順。對于電費回收方式，1763號文提出：電力市場化前，抽水蓄能電站容量電費和抽發(fā)損耗納入當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)（或區(qū)域電網(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。但這一條并沒有具體的操作規(guī)則和方法。
位于內(nèi)蒙古呼和浩特市東北方向大青山區(qū)的三峽呼蓄電站就是一例。
1996年，呼蓄電站由內(nèi)蒙古電力集團全資籌建。相關(guān)文獻記載，2009年年中，由于“工程建設(shè)運轉(zhuǎn)資金不到位等多方面原因”，建設(shè)無法進行，電站進入停工狀態(tài)，但內(nèi)蒙古區(qū)政府還是希望區(qū)內(nèi)擁有抽蓄電站，因此開始向外尋求解決方案。
《中國能源報》曾報道，當時，三峽集團正帶著創(chuàng)建“風電三峽”的目標進軍內(nèi)蒙古新能源發(fā)電領(lǐng)域，愿意接手抽蓄電站，于是與內(nèi)蒙古政府、內(nèi)蒙古電力集團公司簽下了三方合作協(xié)議，合資建設(shè)呼蓄工程。最終，三峽集團以9.15億元出資獲得61%的股權(quán)，其余39%股權(quán)由14家在內(nèi)蒙古發(fā)展風電業(yè)務的企業(yè)持有，自治區(qū)直屬的內(nèi)蒙古電力集團公司退出。
2014年底，呼蓄電站1、2號機組投產(chǎn)，2015年6月，3、4號機組投產(chǎn)。電站執(zhí)行兩部制電價，電費核定為每年6.6億元。
然而，從建成起，電站一直都沒法足額收到容量電費，陷入虧損。
多年扭虧無望后，2018年，三峽集團發(fā)布股權(quán)轉(zhuǎn)讓公告，轉(zhuǎn)讓呼蓄電站61%股權(quán)，并于2019年整體移交給內(nèi)蒙古電力公司。
王化中介紹，兩部制電價中容量電費一般都達到每年數(shù)億的水平，如果沒能有效疏導，對于電網(wǎng)公司來說也有很大壓力。
對于呼蓄電站的容量電價部分，2015年時，蒙西電網(wǎng)是通過煤電聯(lián)動的差額和輸配電價改革騰出的價格空間，確定用于支付電站抽發(fā)損耗3億元，但剩余的3.6億元沒有解決方案。
盡管兩部制電價依然不是最完美的答案，但至少給了抽蓄一點“盼頭”，而令人遺憾的是，1763號文明確的兩部制電價有一個重要的前提：電力市場形成前。但2014年到2015年電力市場建設(shè)正式提上日程，逐漸清晰的價格政策環(huán)境再度變得模糊。
國網(wǎng)能源研究院能源戰(zhàn)略與規(guī)劃研究所主任工程師張富強說，1763號文發(fā)布后，轉(zhuǎn)向兩部制電價的工作一直在順利推進，截至2016年底前，國網(wǎng)已經(jīng)陸續(xù)將遼寧蒲石河、福建仙游、北京十三陵、河南回龍等電站電價模式由原先的單一電量或單一容量電價改為執(zhí)行兩部制電價。
但是，從國家能源主管部門對抽蓄電站改革的大勢來看，“兩部制電價”只是階段性的工作安排，而不是電價改革的最終目標，未來是要推進“抽水蓄能標桿電價”還是建立輔助服務市場，存在多種路徑選擇。
令電網(wǎng)企業(yè)感到更加不安的是本輪電力體制改革下新的電價機制。
2016年，國家發(fā)改委印發(fā)《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法（試行）》。這個辦法的核心思想是：按照“準許成本加合理收益”的辦法核定輸配電價。
在這個文件中，抽蓄電站被認定為“與省內(nèi)共用網(wǎng)絡輸配電業(yè)務無關(guān)的固定資產(chǎn)”，不得納入可計提收益的固定資產(chǎn)范圍。
也就是說，新投建的抽水蓄能電站成本不能通過輸配電價疏導出去。
上一輪電改中，政策制定者認為抽水蓄能電站主要服務于電網(wǎng)，因此將抽水蓄能電站劃歸給了電網(wǎng)公司。這一次，政策制定者似乎做出了新的判斷。
王化中介紹，制定輸配電價定價辦法時，主要還是將抽水蓄能電站看作發(fā)電類資產(chǎn)。另外，也考慮如果抽蓄電站成本可以進入輸配電價，抽蓄電站可能會僅由電網(wǎng)企業(yè)建設(shè)，再次陷入投資主體單一的局面。
但張富強認為，這一規(guī)定實際上沒有充分考慮抽水蓄能電站主要為電網(wǎng)安全、穩(wěn)定運行服務這一事實，因此并不合理，并且對該費用如何疏導并無明確規(guī)定。因此，新投產(chǎn)和已投產(chǎn)尚未疏導的抽水蓄能電站面臨電費不能正常結(jié)算的困局，影響抽蓄行業(yè)的健康發(fā)展。
“相當于只說了一半，這個辦法告訴你（抽水蓄能電站）不能納入有效資產(chǎn)，然后怎么辦呢？并沒有提到。”張富強說。
國網(wǎng)新源公司一位部門負責人則直言：“不疏導就不可持續(xù)。”
如果不能進入電網(wǎng)公司的準許成本，那是否可以通過參與電力市場來獲取收益呢？業(yè)內(nèi)人士對此也不樂觀。
2018年初，在一場關(guān)于南方地區(qū)現(xiàn)貨市場的研討會中，對于抽水蓄能電站是否參與市場，與會者沒有達成共識。
有電力市場研究者認為，現(xiàn)貨的主要功能之一就是解決抽水蓄能之類尖峰負荷的定價問題，理應走市場路線。另外，在澳洲，抽水蓄能也是報價的主力，并從輔助服務中獲取收益，結(jié)果不錯。
反對者則建議，現(xiàn)貨市場運行初期還是以公攤形式來解決收益問題，因為抽水蓄能建設(shè)成本太高，完全通過市場來解決投資回收問題不樂觀。
同時，有政府部門相關(guān)負責人提出，由于抽水蓄能電站的股東大多是電網(wǎng)公司，作為獨立主體進入市場難以保證調(diào)度公平，因此建議將抽水蓄能納入電網(wǎng)成本，但也不能無限做大，應結(jié)合其效益水平進行監(jiān)管。
最終，在2018年8月底，廣東現(xiàn)貨市場方案公布。抽水蓄能機組被劃定為A類機組，即廣東省內(nèi)暫未獲得廣東電能量市場化交易資格的發(fā)電機組，只擁有基數(shù)電量。根據(jù)規(guī)則，抽水蓄能只需根據(jù)電力供需平衡以及電網(wǎng)安全約束情況，按照各蓄能電廠的調(diào)度運行規(guī)程，形成蓄能電廠的水庫水量控制要求，編制蓄能電廠的日前發(fā)電計劃。
換句話說，現(xiàn)貨市場中，抽蓄屬于發(fā)電主體，對它保留了原來的調(diào)度方式。
在其他省區(qū)的輔助服務市場建設(shè)中，抽蓄也還沒有被擺到與其他電源同臺競爭的位置上。
在東北電力輔助服務市場上，抽蓄并不是調(diào)峰交易的市場主體，整個規(guī)則中僅有“抽水蓄能超額使用服務”與之相關(guān)，這一條指的是按照上年度抽水利用小時數(shù)與全國平均水平的比較情況，對高于全國平均水平的抽水電量在本年度進行事后補償。在福建、山西等省建立的調(diào)頻市場中，抽水蓄能未被列入提供調(diào)頻輔助服務的主體。
一位參與過輔助服務市場規(guī)則設(shè)計的業(yè)內(nèi)人士曾告訴eo，考慮到抽水蓄能主要實行容量電價和兩部制電價，有自己的價格機制，同時又主要是電網(wǎng)公司所屬電站，情況相對復雜，因此選擇對抽蓄保持現(xiàn)狀，“先易后難”啟動輔助服務市場。
王化中表示，目前電力市場化程度不高，分時電價市場尚不成熟，輔助服務市場在部分地區(qū)剛剛起步，尚不具備通過市場來體現(xiàn)抽水蓄能電站價值的條件。
為了讓抽蓄電站盡快“擺脫”當前比較尷尬的狀態(tài)，研究者將目光投向了其他國家。
國網(wǎng)能源研究院與國網(wǎng)新源公司在2017年完成了一項關(guān)于抽水蓄能價格機制的研究。這一研究梳理了世界上多個國家的抽水蓄能價格機制。課題組發(fā)現(xiàn)，全球1.5億千瓦的抽水蓄能電站中，約85%的電站采用電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營方式或租賃制形式解決投資回報問題。這些電站大部分都是電力體制改革之前建成的，由于歷史慣性，仍然用以前的方式來解決。
以日本為例，抽蓄電價機制有內(nèi)部核算制和租賃費制種。實行內(nèi)部核算制的例子是東京電力公司，公司擁有超過6000萬kW的電站（其中抽蓄電站為680萬kW），東京電力公司按照多座電站綜合經(jīng)濟效益最優(yōu)，安排電站經(jīng)濟運行，抽水蓄能電站并沒有獨立的電價。日本還有各大電力公司和政府合資組建國營的電源開發(fā)公司，只負責建設(shè)抽水蓄能電站，不負責運行管理，所建電站租賃給當?shù)氐碾娏荆赓U費是按成本原則定價。租賃費作為電力公司購電費的一部分，在銷售價格中明確。
根據(jù)課題組對全球主要國家和地區(qū)抽蓄電站投運時間的統(tǒng)計，目前在役的歐美抽蓄電站的80％以上是在1960年至1990年之間投產(chǎn)的，現(xiàn)在建設(shè)高峰已經(jīng)過去。大多數(shù)抽水蓄能電站生在了垂直一體化的電力系統(tǒng)中。
另有15%的抽水蓄能電站通過參與電力市場競爭獲取收入。以英國第一水電公司為例，該公司所屬抽水蓄能電站收入中，年度交易中固定收入部分占70%—80%，由英國國家電網(wǎng)予以補償，并通過附加費（uplift）的方式向用戶疏導；通過參與電能量市場套利獲得的變動部分只占20%—30%，這部分也覆蓋了電站的抽發(fā)損耗。
課題組模擬測算了抽水蓄能電站參與電力市場所獲取的收益，假設(shè)在市場成熟期，抽水蓄能電站可參與電能量市場及AGC、常規(guī)備用等輔助服務市場獲利，其所獲得的收益與現(xiàn)行容量費相比仍存在較大差距。
因此，研究人員建議仍然保持兩部制價格機制，并納入?yún)^(qū)域電網(wǎng)輸配電準許成本，隨輸配電價一并傳導回收。
然而，是否應將其統(tǒng)一納入輸配電價體系以及如何納入，業(yè)界有不同的聲音。
一位電力市場一線從業(yè)者指出，諸如抽水蓄能電站這樣支持整個電力系統(tǒng)運行的主體，如果統(tǒng)一納入輸配電價體系，會導致所有用戶被動平攤這部分投資成本，用戶就失去了選擇權(quán)。此外，還可能因為缺乏靈活可變的價格獎懲機制而使電網(wǎng)難以遏制投資沖動，長久下去將推高系統(tǒng)運行整體成本，同時極不利于其他主體獨立投資抽水蓄能電站。
如果通過輔助服務市場反映它的價值，雖然最終也會疏導至用戶終端電價中，但因為價格是隨時間、地點不斷變動、調(diào)整的，部分用戶可以選擇價高時不用電、少用電，當然也有部分用戶必須使用尖峰電，這就體現(xiàn)了公平性。
上述業(yè)內(nèi)人士強調(diào)，鑒于目前電力市場分時價格信號仍然不明顯，可以采用兩部制機制作為過渡，但長久看來，應由市場解決問題，價格隨系統(tǒng)需求而波動，不應該是長期不變的，這樣才能合理引導投資。
“盡管價格機制上存在問題，但企業(yè)也有走一步看一步的心態(tài)，希望在未來能有好的解決方案。”王化中說。
國家“十三五”能源和電力規(guī)劃都要求加快抽水蓄能電站建設(shè)，并明確“十三五”期間新開工抽水蓄能容量6000萬千瓦左右，到2020年運行容量將達到4000萬千瓦。
業(yè)界預判開工目標將再度無法完成。
在這“緩慢”的建設(shè)節(jié)奏中，“對手”正在加速。
2018年，江蘇、河南、湖南和廣東等多省的電網(wǎng)公司開始建設(shè)電池儲能項目。與抽水蓄能電站動輒百萬千瓦的裝機容量相比，電化學儲能電站要小得多，僅僅達到百兆瓦的水平。但是，這種小規(guī)模的儲能電站更加靈活，建設(shè)周期更短，逐漸被電網(wǎng)公司青睞。
盡管電化學儲能的成本還高于抽水蓄能，但前者的技術(shù)仍在不斷進步，成本持續(xù)下降，而后者作為一種誕生一百多年的技術(shù)，已進入成熟穩(wěn)定狀態(tài)。這使得不少從事電化學儲能工作的人士暗暗希望，未來兩者能夠一較高下。
不過，電化學儲能與抽水蓄能在投資機制和價格機制方面面對的課題是相似的。科學合理的價格機制是儲能電站共同的期盼。
在電力系統(tǒng)中，儲能作為一個既是電源又是用戶的“異類”，以哪種姿態(tài)落地，將影響它們命運的走向。
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