国家发改委网站5月15日发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》、《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（下称《通知》）等多份文件，公布了第三监管周期（2023年6月1日起执行）输配电价水平和结构，标志着新一轮输配电价改革全面完成。记者注意到，本轮核价首次建立了包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等在内的“系统运行费用”科目，在输配电价之外单列。

这一变化与2021年发布的抽水蓄能价格机制相衔接。《通知》核定了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。其中，容量电价最高的是位于安徽的响洪甸电站，容量电价达823.34元/千瓦，最低为河北潘家口电站，容量电价为289.73元/千瓦。

国家发改委价格司称，《通知》的出台释放了清晰的电价信号，有利于形成稳定的行业预期，充分调动各方面积极性，推动抽水蓄能电站建设，发挥电站综合运行效益，更好促进新能源发展，更好保障电力系统安全稳定运行。

存量和新增抽蓄电站容量电价的核定，发生在该行业爆发式增长大背景下。2022年，国内抽蓄电站迎来核准与建设高峰，全年核准总规模6890万千瓦、总投资超4500亿元，均较上年翻近五倍。

与常规水电站不同，抽水蓄能电站既是电源又是负荷，有电力系统安全稳定运行的“调节器”之称。在储能技术图谱中，抽水蓄能是起步最早、最经济的储能手段。截至2020年底，抽水蓄能装机规模占全球电力储能项目总规模的94%，中国抽蓄装机世界第一。然而，相较于增长更迅猛的新能源发电装机和迫切的电力系统实时平衡需求，抽水蓄能的建设一度滞后于规划。

随着间歇性强、波动幅度大的新能源越来越多地进入电力系统，需要大量灵活调节电源提供辅助服务。国家能源局数据显示，到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量预计将达到12亿千瓦以上，到2035年，我国电力系统最大峰谷差将超过10亿千瓦。国家能源局总工程师向海平曾介绍，抽水蓄能具有调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用和黑启动等功能，是当前技术最成熟、经济性最优、最具备大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源。

从技术原理而言，抽水蓄能电站就像一个“大型蓄电池”：利用电力系统负荷低谷时的电能从下水库向上水库抽水，将电能转换为水的势能储存起来；当电力负荷高峰时，从上水库向下水库放水发电，再将水的势能转换为电能。在很长一段时间里，未厘清的价格机制和成本疏导机制严重制约了各方对抽蓄电站的投资积极性。

直至2021年，两份重要政策文件的出台彻底扭转了形势：2021年4月，国家发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确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。稳定、可预期的电价政策给投资者吃下定心丸，为抽蓄电站的大发展扫清了障碍。国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模将较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。

历史上我国抽蓄电站曾采用过单一电量电价、单一容量电价、两部制电价等多种电价机制。国家发改委在成本调查基础上，对标行业先进水平合理确定核价参数，按照经营期定价法核定抽水蓄能容量电价，意味着2021年价格形成机制文件的真正落地，有助于促进抽水蓄能企业提升运营管理水平，提高电力系统调节能力。