青海：科学核定抽水蓄能容量电价，积极推动抽水蓄能参与电力市场交易

2月7日，青海省发改委发布了《青海省抽水蓄能项目管理办法（暂行）》。管理办法将自2023年2月4日起施行，有效期至2025年2月3日。

管理办法适用于青海省境内的抽水蓄能项目管理，包括：总体规划、资源调查、规划调整、实施方案、核准计划、项目配置、项目前期、项目核准、核准变更、开工要求、建设要求、验收要求、改造退役、电网接入、电价形成、运营管理、管控要求、水量调度、管理机制等内容。

在电价形成方面，管理办法指出将科学核定抽水蓄能容量电价，并纳入输配电价回收或在特定电源和电力系统间分摊。并积极推动抽水蓄能作为独立主体参与电力市场交易，通过市场化方式形成电量电价。

(资料图)

在调度管理方面，管理办法指出电网企业需保证对抽水蓄能电站的公平公正公开调度，与非电网投资主体投资建设的抽水蓄能电站签订中长期购售电合同、年度调度运行协议并对外公示，按月及时结算电费。

严格开展抽水蓄能电站成本监审，科学核定抽水蓄能容量电价，将容量电价纳入输配电价回收或在特定电源和电力系统间分摊。项目单位千瓦投资超出当地上个监管周期新投产电站最高水平(当地无新投产电站的，按其他省份最高水平平均值确定)的，按照国家价格主管部门关于抽水蓄能价格形成机制有关规定，设定纳入容量电价回收的项目投资额。积极推动抽水蓄能电站作为独立主体参与电力市场交易，通过市场化方式形成电量电价。

电网企业会同项目业主制定抽水蓄能电站运行调度规程，明确调度原则、管理要求和具体运行指标，上报国家能源主管部门备案，并接受国家能源局派出机构公平公正监督。严格按照调度规程调度运行。电网企业对抽水蓄能电站公平公正公开调度，与非电网投资主体投资建设的抽水蓄能电站签订中长期购售电合同、年度调度运行协议并对外公示，按月及时结算电费。

电网企业建立健全抽水蓄能调度运行监测系统，按年度形成调度运行报告报国家能源局派出机构和省级能源主管部门。对于大型风电光伏基地、主要流域水风光一体化基地配套抽水蓄能电站，由项目业主按年度上报调度运行报告。

《青海省抽水蓄能项目管理办法（暂行）》原文如下：

青海省发展和改革委员会关于印发《青海省抽水蓄能项目管理办法（暂行）》的通知

各市州发展改革委(能源局):

为规范我省抽水蓄能项目建设管理，促进抽水蓄能又好又快高质量发展，依据有关法律法规，结合青海实际，制定《青海省抽水蓄能项目管理办法(暂行)》，现印发你们，请认真遵照执行。

实施过程中如有重大问题，请各市州能源主管部门及时提出意见建议反馈我委。

青海省发展和改革委员会

2023年1月4日

附件

青海省抽水蓄能项目管理办法

(暂行，审议稿)

第一条〔制定依据〕 为促进青海省抽水蓄能又好又快高质量发展，根据有关法律、法规、规章和规划，结合本省实际，制定本办法。

第二条〔适用范围〕 本办法适用于青海省境内的抽水蓄能项目管理。抽水蓄能项目管理包括总体规划、资源调查、规划调整、实施方案、核准计划、项目配置、项目前期、项目核准、核准变更、开工要求、建设要求、验收要求、改造退役、电网接入、电价形成、运营管理、管控要求、水量调度、管理机制等内容。

第三条〔总体规划〕 省级能源主管部门统筹考虑资源条件、科学布局、电力系统需求、新能源发展需求、电价承受能力等因素，提出本地区抽水蓄能发展总体目标、阶段性目标、主要任务、以及纳入国家规划的项目需求等并组织实施。市(州)能源主管部门配合开展实施工作。

第四条〔资源调查〕 省级能源主管部门在国家能源局指导下，组织市(州)能源主管部门开展抽水蓄能站点资源调查，按照《抽水蓄能电站选点规划技术依据》等国家相关规范的要求开展选点规划和规划调整工作。要初步评估站点的区域和工程地质条件、上下库建库条件和防渗条件以及合理的水头和距高比等工程指标，筛选出地形地质、水资源、生态环境等条件优越的站点建立省级资源项目库。项目所在地市(州)政府做好站点资源保护工作。

第五条〔规划调整〕 省级能源主管部门根据国家抽水蓄能中长期发展规划调整要求，综合考虑生态环保要求、电力系统需求、站点资源与建设条件、涉及利益主体等的变化情况，组织开展规划滚动调整工作。

对于满足要求的新增项目纳入中长期发展规划重点实施项目，规划内储备项目调整为重点实施项目，以及机组数量发生变化的重点实施项目，由需调整的项目所在市(州)能源主管部门向省级能源主管部门提出申请，说明技术方案，明确项目具备工程地质、水文条件、建设条件等工作基础，且不涉及环境保护、生态红线、军事设施等敏感性因素，完成项目初步分析报告。在此基础上，省级能源主管部门征求自然资源、生态环境、水利、林草、农业农村等主管部门的意见，取得项目不涉及环境限制因素支持文件后，向国家能源主管部门提出规划调整建议。新增项目初步分析报告需在现场查勘基础上完成。

对于区域位置较好、建设条件较优但存在生态环境制约因素的项目，应合理避让敏感区，确实无法避让的，提出针对性生态影响减缓措施。建设条件较好但涉及生态环境制约因素的项目，可纳入中长期发展规划储备项目。

第六条〔实施方案〕 省级能源主管部门按照国家抽水蓄能中长期规划要求，制定省级抽水蓄能中长期发展规划实施方案，明确中长期发展目标和分阶段(以5年为一个阶段)目标，提出抽水蓄能开发建设规模、项目布局、保障措施等。

第七条〔核准计划〕 省级能源主管部门根据中长期发展规划和本地区实施方案以及电力系统需求，制定5年项目核准计划，提出近期5年抽水蓄能项目核准规模、分年度核准规模及具体项目清单。按照核准计划组织开展项目前期工作及核准。项目核准计划可根据具体情况进行修订。

第八条〔项目配置〕 抽水蓄能项目原则上应通过竞争性资源配置等方式确定投资主体，重点考察投资主体相关业绩、技术实力、经济实力，兼顾库区建设条件、电站功能定位、带动地区经济发展等。

第九条〔项目前期〕 抽水蓄能项目前期工作包括预可行性研究、可行性研究等阶段。预可研前应充分研究论证项目功能与定位，编制抽水蓄能电站建设运行成本疏导路径专题报告。各阶段勘察设计工作必须严格执行国家抽水蓄能项目相关规范。

预可行性研究阶段，按《水电工程预可行性研究报告编制规程》等现行国家相关规范的要求，编制抽水蓄能项目预可行性研究报告，分析并确定电站开发任务，查明工程建设地质、环境、社会和枢纽布置条件，基本确定上下水库和引水发电系统的总体布置格局，重点论述项目建设必要性、技术环境可行性，并对经济合理性做出初步评价，为全面开展工程可行性研究勘测设计工作奠定基础。

可行性研究阶段，暂按《水电工程可行性研究报告编制规程》等相关规范要求，编制可行性研究报告及相关专题报告，明确项目建设必要性、技术可行性、经济合理性。专题报告主要包括正常蓄水位选择、枢纽布置格局比选、施工总布置规划、建设征地和移民安置规划大纲、建设征地和移民安置规划报告、环境影响评价、水土保持方案、安全预评价、治安反恐安全防范、社会稳定风险评估、地震安全性评价等。

第十条〔项目核准〕 项目单位和项目所在地市(州)投资主管部门同时向省级投资主管部门报送项目核准请示文件。请示文件应附国家能源主管部门批复的相应规划、全国投资项目在线审批监管平台生成的项目代码、项目申请报告、建设项目用地预审与选址意见书、县级及以上人民政府出具的社会稳定风险评估报告及认定项目为低风险的审核意见、省级人民政府批复的移民安置规划大纲及批复意见、省级移民安置主管部门出具的移民安置规划及审核意见，依据有关法律规定应当提交的其他文件。对于在地质灾害易发区内建设的项目，及有可能导致地质灾害发生的工程项目，办理工程建设用地之前需进行地质灾害危险性评估。

对于申报材料不齐全或者不符合法定形式的，省级投资主管部门将不予受理核准请示，并告知项目单位补充相关文件，或对相关内容进行调整。项目申报材料齐全、符合法定形式的，省级投资主管部门受理核准申请，按照国家项目核准有关规定，委托具有相应资质符合有关要求的工程咨询机构独立开展抽水蓄能项目投资咨询评估，重点评估项目建设必要性和可行性，从严控制工程造价，严格论证电价承受能力。对于评估后项目符合核准条件的，省级投资主管部门根据《青海省政府核准的投资项目目录》，按照国家相关规划核准。核准时应征求省级价格主管部门意见。

第十一条〔核准变更〕 建设单位不得擅自变更抽水蓄能电站项目核准文件的重要事项，包括项目投资主体、建设地点、投资规模、建设规模、建设内容、技术指标等主要边界条件。对于擅自变更主要边界条件，或其他项目变更可能对经济、社会、环境等产生重大不利影响的，省级投资主管部门将按照国家有关规定进行相应处罚。确需变更的，应按照《青海省企业投资项目核准和备案管理办法》有关规定，及时向省级投资主管部门提出申请，省级投资主管部门根据项目具体情况，出具书面确认意见或要求建设单位重新办理核准手续。

第十二条〔开工要求〕 抽水蓄能项目在正式开工前，需按照相关法律法规要求，依法办理以下主要手续:

项目核准单位出具的核准批复文件。水行政主管部门出具的取水许可、生产建设项目水土保持方案审批、洪水影响评价类审查(水工程建设规划同意书审核、水工程和非防洪建设项目洪水影响评价报告审批、河道管理范围内建设项目工程建设方案审批)等行政许可批复意见。生态环境行政主管部门出具的项目环境影响评价文件批复意见。地震行政主管部门对地震安全性评价报告的审定意见。工程建设占用或者征收、征用林地、草原、湿地及自然保护区审核意见。必要时，还需压覆重要矿产资源情况批复文件及建设工程文物考古调查、勘探审批等文件。电网公司接入系统评审意见。其他根据相关法律、法规要求的相关文件。

第十三条〔建设要求〕 项目建设单位应坚持招标投标、建设监理、安全管理制度，严格执行基本建设程序，保证合理设计周期和施工工期。加强重大设计变更管理，严格控制工程投资增加。充分发挥行业技术力量，对重大复杂的技术问题应进行专题研究论证，保证工程质量和施工安全，确保工程效益。项目接受国家能源局及其派出机构、省级自然资源、水利、生态环境、安全监管、林草、地震、国家安全、金融、审计等有关部门的事中事后监管，并按季度报送建设进度和建设计划。

项目所在地市(州)、县政府及职能部门落实属地责任，强化协调配合，加强建设管理，确保项目健康有序建成投运。

第十四条〔验收要求〕 抽水蓄能电站工程验收按照国家《水电工程验收规程》相关规定执行。验收包括截流验收、蓄水验收、机组启动验收、特殊单项工程验收、枢纽工程验收和竣工验收等。工程在截流、蓄水、机组启动前及工程完工后，必须及时进行验收，未经验收或验收不合格，不得进入下阶段施工或投入使用。截流验收和蓄水验收前应分别进行建设征地移民安置相应阶段验收，竣工验收应在枢纽工程、建设征地移民安置、环境保护、水土保持、消防、劳动安全与工业卫生、工程决算与工程档案专项验收，以及特殊单项验收通过后进行。

第十五条〔改造退役〕 对于未达到设计标准的抽水蓄能项目，应进行更新改造;虽达设计标准，但经长期运行存在安全隐患，并由相关部门组织安全鉴定为病险水库的项目，应限期除险加固、更新改造。上述工作所需资金由项目建设单位自行承担。经安全鉴定和充分技术经济论证严重影响原有功能效益，或因功能改变，确需退役的抽水蓄能项目，由所辖市(州)投资主管部门审核后，由项目业主会同市(州)投资主管部门共同报省级投资主管部门审核，经原核准部门批准退役。

第十六条〔电网接入〕 电网企业在电网规划及实施中，应做好与抽水蓄能项目建设的衔接，在项目接入系统设计的基础上，加快并网工程建设，确保项目建成发挥作用。

第十七条〔电价形成〕 严格开展抽水蓄能电站成本监审，科学核定抽水蓄能容量电价，将容量电价纳入输配电价回收或在特定电源和电力系统间分摊。项目单位千瓦投资超出当地上个监管周期新投产电站最高水平(当地无新投产电站的，按其他省份最高水平平均值确定)的，按照国家价格主管部门关于抽水蓄能价格形成机制有关规定，设定纳入容量电价回收的项目投资额。积极推动抽水蓄能电站作为独立主体参与电力市场交易，通过市场化方式形成电量电价。

第十八条〔运营管理〕 电网企业会同项目业主制定抽水蓄能电站运行调度规程，明确调度原则、管理要求和具体运行指标，上报国家能源主管部门备案，并接受国家能源局派出机构公平公正监督。严格按照调度规程调度运行。电网企业对抽水蓄能电站公平公正公开调度，与非电网投资主体投资建设的抽水蓄能电站签订中长期购售电合同、年度调度运行协议并对外公示，按月及时结算电费。

电网企业建立健全抽水蓄能调度运行监测系统，按年度形成调度运行报告报国家能源局派出机构和省级能源主管部门。对于大型风电光伏基地、主要流域水风光一体化基地配套抽水蓄能电站，由项目业主按年度上报调度运行报告。

第十九条〔管控要求〕 抽水蓄能项目实施的全过程，须符合国土空间规划和用途管制，其用地规模和布局须纳入国土空间规划“一张图”中，严格落实生态环境保护法律法规和“三线一单”生态环境分区管控等要求，执行生态环境保护设施和水土保持设施与主体工程同步设计、同时施工、同时投产使用的“三同时”制度。

第二十条〔水量调度〕 抽水蓄能项目建成后，应将运行期间的补水方案报流域机构或水行政主管部门审查批复，运行期间“电调服从水调”，运行调度方案涉及河流的，应服从流域机构或水行政主管部门的统一调度。

第二十一条〔管理机制〕 抽水蓄能建设单位应建立专门管理机构，具体负责工程的运行管理、维护和利用，应配备具有相应业务水平的安全管理机构及专职安全管理人员，建立健全管理制度，严格按照有关规程规范运行管理，并接受国家能源局派出机构的监督管理。

第二十二条〔发布实施〕 本办法由青海省能源局负责解释，自2023年2月4日起施行，有效期至2025年2月3日。

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