各省、自治區(qū)、直轄市發(fā)展改革委、物價局，國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)：

為了促進抽水蓄能電站健康發(fā)展，充分發(fā)揮抽水蓄能電站綜合效益，經(jīng)商國家能源局，決定進一步完善抽水蓄能電站價格形成機制?，F(xiàn)就有關問題通知如下：

一、抽水蓄能電站價格機制

電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價。電價按照合理成本加準許收益的原則核定。其中，成本包括建設成本和運行成本；準許收益按無風險收益率（長期國債利率）加1%-3%的風險收益率核定。

（一）兩部制電價中，容量電價主要體現(xiàn)抽水蓄能電站提供備用、調(diào)頻、調(diào)相和黑啟動等輔助服務價值，按照彌補抽水蓄能電站固定成本及準許收益的原則核定。逐步對新投產(chǎn)抽水蓄能電站實行標桿容量電價。

（二）電量電價主要體現(xiàn)抽水蓄能電站通過抽發(fā)電量實現(xiàn)的調(diào)峰填谷效益。主要彌補抽水蓄能電站抽發(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，下同）執(zhí)行。

（三）電網(wǎng)企業(yè)向抽水蓄能電站提供的抽水電量，電價按燃煤機組標桿上網(wǎng)電價的75%執(zhí)行。

二、鼓勵通過市場方式確定電價

為推動抽水蓄能電站電價市場化，在具備條件的地區(qū)，鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目業(yè)主、電量、容量電價、抽水電價和上網(wǎng)電價。

三、抽水蓄能電站費用回收方式

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。

四、加強對抽水蓄能電站建設和運行的管理

（一）抽水蓄能電站應根據(jù)電力系統(tǒng)需要和站址資源條件統(tǒng)一規(guī)劃、合理布局、有序建設。未納入國家抽水蓄能電站選點規(guī)劃及相關建設規(guī)劃的項目不得建設。

（二）電網(wǎng)企業(yè)、抽水蓄能電站要以整個電力系統(tǒng)安全可靠、經(jīng)濟運行及減少化石燃料消耗為目標，合理安排抽水蓄能電站運行，確保蓄能電站充分發(fā)揮功能效用、提高利用效率，緩解電網(wǎng)峰谷運行矛盾。

（三）國家能源局及其派出機構(gòu)要加強對抽水蓄能電站運行情況的監(jiān)管與考核。對不能按電網(wǎng)調(diào)度要求運行的抽水蓄能電站；以及用電高峰時段發(fā)生拉閘限電或系統(tǒng)內(nèi)發(fā)生棄風、棄光等情況而抽水蓄能電站又未能得到充分利用的電網(wǎng)企業(yè)，要進行考核，并責令其說明原因，查清責任。情況嚴重的要通報批評并追究相關方責任。

五、執(zhí)行范圍和執(zhí)行時間

（一）今后新投產(chǎn)或已投產(chǎn)未核定電價的抽水蓄能電站按本通知規(guī)定的電價機制執(zhí)行；已核定電價的抽水蓄能電站逐步實行兩部制上網(wǎng)電價。

（二）上述規(guī)定自2014年8月1日起執(zhí)行。

國家發(fā)展改革委

2014年7月31日