7、成本如何传导？源储侧与负荷侧容量电价关系与成本传导路径；第三监管周期下将抽水蓄能容量电费单独列示，工商业用户承担抽水蓄能容量电价。 根据 2023 年 5 月国家发改委发布的《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的 通知》，部分承担两部制电价的工商业用户，其用电价格由上网电价、上网环节线损费用、 输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，其中，系统运行费用单独列示，包括 了辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等，上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线 损率计算。与前两监管周期输配电价核定文件相比，核心变化在于改输配电价包含网损、 抽蓄容量电价为单列，纳入了公众视野，这对于引导社会公众逐步接受“全社会为电力系 统调节能力付费”理念、探索逐步建立统一的调节电源容量补偿机制具有重要意义。

8、核心功能总结：价值发现，成本传导，盈利托底
容量电价在电力系统中的核心功能体现在，实现电力系统调节性资源的价值发现、边 际建设成本向用户侧传导、以及对发电设备的盈利托底等方面，具体来看：
1）价值发现：实现发电资源与调节性资源的解耦，完成对调节性资源的价值发现。 据学术论文《基于分时容量电价的新型电力现货市场设计》（夏清，杨知方，赖晓文等， 2022），随着新能源发电占比提升，为支撑新型电力系统现货市场的建设，需要建立精准 反映电力成本的现货市场机制，即形成度量源网荷储价值的准确价格信号。然而如果采用 单一制电价（电量电价），电力市场将存在以下问题：1）若以新能源发电决定边际价格，其近零的边际成本将导致现货价格信号消失，调节作用不复存在；2）若以昂贵、少量的 灵活性资源决定边际价格，新能源与灵活性资源的供电服务差异性无法体现。因此需要实 现发电资源与调节性资源的解耦合，以电量电价+容量电价为基础的两部制网电价正是实 现调节性资源价值发现的关键策略。
2）成本传导：容量电价将边际建设成本传导至下游。原有单一制电价机制下，是将 电站的运营成本通过电量电价转移至下游，不能很好地传导发电设备的建设成本，在两部 制电价机制下，电量电价可以反映发电设备的边际运营成本，而容量电价可以反映发电设 备的边际投资建设成本，从而实现成本的多维覆盖，将建设成本更好地向下游传导。传导 方向是发电侧→电网侧→用户侧，具体传导关系我们在上文用户侧与发电侧容量电价的关 系一节中已有所讨论。
3）盈利托底：提升盈利稳定性。容量电价机制能够将固定成本向下游传导，将会提 升电力设备的盈利稳定性，具体的提升稳定能力与容量电价的核定和机制相关，为电力设 备起到盈利托底的作用。此盈利托底作用将会促进火力发电转型、抽水蓄能的健康发展、 以及提升新型储能的装机意愿。
复盘：容量电价促进抽水蓄能健康发展
复盘抽水蓄能发展，我们将其划分为四个重要阶段。我们复盘了中国抽水蓄能的发展 历程，以容量电价的出现、提出容量电价核准方式、容量电价的核准并从输配电价剥离为 几个关键节点，将抽水蓄能发展划分为四个阶段，分别为：第一阶段：抽水蓄能起步和发 展阶段（1958~2014 年）、第二阶段：抽水蓄能两部制电价实施阶段（2014~2021）、第三 阶段：抽水蓄能容量电价核准与疏导阶段（2021~2023）、第四阶段：抽水蓄能发展新阶 段（2023~）。
抽水蓄能起步和发展阶段（1958~2014）
中国抽水蓄能起步坎坷。河北平山县岗南水电站被公认为是中国第一座混合式抽水蓄 能电站，1958 年 3 月开始兴建电站主体部分，直至 1968 年才续建完成，容量为 1.1 万千 瓦，使用进口抽水蓄能机组，开启中国抽水蓄能先河。1973 年和 1975 年，中国在当时已 经运营了 15 年的北京密云水库白河水电站分别改建安装了两台 1.1 万千瓦抽水蓄能机组， 由天津发电设备厂生产，实现了小型机组国产化。截至 1979 年，中国水电装机容量达到 1911 万千瓦，其中抽水蓄能仅为 3.3 万千瓦。 改革开放后经济提速带来抽水蓄能加速成长。改革开放后，国民经济的提速倒逼电力 产业快速发展，火电在全国各地开花，水电比重迅速下降，其结果是调峰问题日益严重， 拉闸限电现象频现，电网安全受到威胁，在此背景下，抽水蓄能发展按下加速键，到 2000 年底，全世界抽水蓄能电站装机容量达到 1.14 亿千瓦，中国抽蓄总容量达到 552 万千瓦， 占比 4.8%，截至 2010 年底，全国抽水蓄能电站装机容量达到 1451 万千瓦，全世界抽水 蓄能电站的装机容量达到 1.35 亿千瓦，中国的占比升至 10.7%。

电改“5 号文”发布，效益核算问题导致抽水蓄能发展受阻。2002 年 2 月，国务院下 发《电力体制改革方案》，“厂网分开，重组发电和电网企业”，电改后，发电企业开始发 力，中国发电量快速增长，抽水蓄能增长却放缓，主要系原本由厂网配合的抽水蓄能电站 地位不清晰，运行的费用在电网侧，效益产生在发电侧，效益核算原因导致电网和发电企 业都缺乏投资热情。2004 年，国家发改委下发《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的 通知》，将抽水蓄能的建设和经营权划归电网企业，虽然保障了电网调峰调频的需求，但 是并未解决抽水蓄能的经济性，还打击了电网企业外其他各方的投资积极性。截至 2015 年底，全国抽水蓄能装机为 2300 万千瓦，并未达到“十二五”规划的 3000 万千瓦。 中国为抽水蓄能大国并非强国，合理电价机制是保障抽蓄健康发展的关键。根据中国 水利发电工程学会官网（CSHE）文章(2022 年 4 月 19 日）《抽水蓄能简史：从蹒跚起步 到万亿风口》（严凯），我国抽水蓄能自 20 世纪 60 年代开始发展，截至 2020 年底，全球 已投运的抽水蓄能装机为 1.725 亿千瓦，其中中国抽水蓄能装机达到 3149 万千瓦，占比 超过 18%，位居世界第一，然而中国是抽水蓄能大国，却不是抽蓄强国，这主要体现在抽 水蓄能的占比上，截至上文文章发出时（2022 年 4 月），中国抽水蓄能电站占总装机容量 的比重仅为 1.4%，远低于日本 8%，和意大利、德国、英国等发达国家的 3~6%，尽管抽水蓄能电站对系统安全运行保障具有优势，但合理的电价机制是调动抽水蓄能电站发电积 极性和保障电站调峰调频作用的关键。
两部制电价试水阶段（2014~2021）
抽水蓄能单一的电能量市场无法收回抽水蓄能的成本。根据《中国能源报》中尤培培、 李司陶的署名文章《两部制电价反映抽水蓄能多元价值》（2021 年 5 月 17 日），绝大多数 抽水蓄能电站定价机制处于不同程度的政府管制下，仅有不足 6%的抽水蓄能电站进入自 由竞争的电力市场，核心原因是竞争性的电力现货市场会将市场价格导向边际成本，然而 抽水蓄能具有高建设成本，低运行成本的特点，因而仅通过电能量市场难以收回成本。 抽水蓄能电站两部制电价开始实行，容量电价体现抽水蓄能的辅助服务价值。2014 年，为了促进抽水蓄能电站健康发展，充分发挥抽水蓄能电站综合效益，国家发改委发布 了《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（下称《通知》）， 明确电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，两部制电价中，容量电价主要体现 抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照弥补抽水蓄能电站固 定成本及准许收益的原则核定。其中，准许收益按无风险收益率（长期国债利率）+1%~3% 的风险收益率核定。
鼓励通过市场方式确定电价，容量电费纳入电网运行费用统一结算。本《通知》为推 动抽水蓄能电站电价市场化，在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽 水蓄能电站项目业主、电量、容量电价、抽水电价和上网电价。同时，在实现电力市场化 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。 电网企业的抽水蓄能成本疏导存在困难。为强化对电网企业的监管，2019 年 5 月， 国家发改委、国家能源局发布的《输配电定价成本监审办法》规定：“抽水蓄能电站、电 储能设施不计入输配电定价成本。”上述政策规定意味着，电网企业开发抽水蓄能无法将 建设成本计入电价当中，成本回收的通道不畅。当年底，国家发改委于 2019 年 12 月 9 日发布《省级电网输配电价定价办法（修订征求意见稿）》再次强调，抽水蓄能电站不得纳入可计提收益的有效资产范围。这也意味着，抽水蓄能的成本也无法通过产业链进行疏 导。