中國抽水蓄能價格機制研究與市場化展望

摘要：抽水蓄能產業發展與電價機制息息相關。在系統總結分析抽水蓄能價格機制的基礎上，分析了當前兩部制電價機制的優勢、不足及影響，提出了一種基于系統綜合效益的“抽水蓄能+新能源”對工商業電價影響的定量計算方法，從定性定量相結合的角度研判了抽水蓄能市場化的可行性，并提出了分步驟的實施路徑。研究結果表明：現階段兩部制電價能夠保障電站成本回收、合理收益獲取并引導抽水蓄能功能發揮；考慮新能源發展規模提升和成本下降等因素，抽水蓄能容量費用對電價總體影響不顯著；推進抽水蓄能市場化的基本要素是運行良好的電能量市場和完善的輔助服務市場，當前中國完全市場化條件尚不成熟，建議近中期建立健全抽水蓄能標桿容量電價機制、引導降本增效，中遠期以“固定采購+市場競價”的方式推動抽水蓄能參與電力市場，保障抽水蓄能平穩有序可持續發展。

關 鍵 詞：抽水蓄能； 兩部制電價； 容量費用疏導； 標桿容量電價； 電力市場化

中圖法分類號： F426.91;F426.61 文獻標志碼： A

DOI：10.16232/j.cnki.1001-4179.2025.03.002

0 引 言

價格機制是市場機制的核心，價格信號在市場經濟的資源配置中發揮著關鍵性作用，價格機制的變化會對社會經濟活動、產業發展帶來顯著影響。同時，產業發展又要求價格機制進行相應調整。始于20世紀80、90年代的電力體制改革的核心之一便是電價政策改革，以電價市場化改革支撐電力市場化發展［1-3］。

抽水蓄能技術成熟、經濟性優、具備大規模開發條件，是電力系統重要的綠色低碳清潔靈活調節電源，對保障電力系統安全穩定運行、促進新能源大規模高質量發展具有重要意義［4］。中國抽水蓄能產業發展始于20世紀60年代，雖較英國、美國、日本等國家起步晚，但發展迅速，目前已投運及核準在建規模均位居世界首位。抽水蓄能發展取得的成就與價格政策密切相關，總體來看，為適應國家基本國情和抽水蓄能不同發展階段需要，多年來形成了單一電量電價、單一容量電價、租賃制、兩部制電價等多種價格機制。2021年，《國家發展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633號）［5］印發實施，自2023年起全部執行兩部制電價，標志著兩部制電價作為基本電價的確立，同時提出將以兩部制電價政策為主體，強化與電力市場建設發展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場。

本文全面梳理國內外抽水蓄能電站電價機制及優缺點，總結提出了中國抽水蓄能價格機制演變的4個階段，定量分析了當前兩部制電價對工商業用電價格的影響，并結合國外抽水蓄能市場化發展經驗，提出了抽水蓄能參與市場化應具備的條件及潛在收益方式，科學研判當前抽水蓄能市場化的可行性，提出了遠近結合、分步推動市場化的路徑建議。

1 抽水蓄能發展概況及價格機制演變

1.1 發展概況

中國抽水蓄能的發展始于20世紀60年代后期，河北崗南水庫電站、北京密云水庫白河電站兩座小型混合式抽水蓄能電站的投運，拉開了中國抽水蓄能電站建設的序幕。但由于對抽水蓄能電站在電力系統中的作用認識不足，80年代之前抽水蓄能發展較慢。改革開放以來，隨著經濟社會的發展和電力系統峰谷差的增大，電網調峰矛盾日益突出。進入21世紀后，風電、光伏發電等新能源快速發展，建設抽水蓄能電站，對保障電力系統安全、穩定、經濟運行和新能源大規模、高比例發展作用顯著［6］。截至2023年底，中國已投運抽水蓄能5 094萬kW/約4.1億kW·h，核準在建抽水蓄能約1.8億kW/約11.3億kW·h，均位居世界首位。

隨著長龍山、陽江等一批重點抽水蓄能電站的開發建設，抽水蓄能電站設計、施工和制造水平逐步成熟，建設管理體制、價格政策體系也逐步完善。特別是2002年電力體制改革以來，國家陸續頒布施行了一系列抽水蓄能產業發展相關的政策，探索建立并不斷完善了適合中國國情的抽水蓄能建設管理體制、投資運營模式、價格機制，推動抽水蓄能健康有序發展。

1.2 抽水蓄能電站主要價格機制

抽水蓄能電站屬于高資本成本、低運行成本（主要為抽發損耗）設施，價格機制對電站成本回收、合理收益獲取以及功能有效發揮影響顯著。目前，國內外抽水蓄能電站主要價格機制（表1）包括以下幾種［5，7-8］：

（1） 單一電量電價。政府價格主管部門根據電站的全部成本（包括抽水電費、合理利潤以及依法計入的稅金），確定上網電價、抽水電價和年度上網電量，典型代表電站如國內的響洪甸、溪口、回龍等抽水蓄能電站早期執行該電價。

（2） 單一容量電價（租賃制）。抽水蓄能電站由所有權獨立的公司建造，電網公司向抽水蓄能電站支付租賃費獲得電站使用權，租賃費包括電站的總成本、稅金、投資回報等，計入電網經營企業成本。2008年，中國將抽水蓄能電站“租賃費”統一改為“容量電費”。典型代表電站如日本部分獨立電源企業以及美國部分已實行“廠網分開”的地區建設的電站，以及中國的廣蓄二期、桐柏、泰安等電站（發改價格〔2021〕633號文前）。

（3） 兩部制電價。兩部制電價分為容量電價和電量電價，由政府價格主管部門核定。電量電價體現抽水蓄能電站提供調峰服務的價值，通過電量電價回收抽水、發電的運行成本；容量電價體現抽水蓄能電站提供調頻、調壓、系統備用和黑啟動等輔助服務的價值，通過容量電價回收抽發運行成本外的其他成本并獲得合理收益。發改價格〔2021〕633號文［5］明確自2023年起我國抽水蓄能電站全部采用兩部制電價。

（4） 電網內部結算。抽水蓄能電站由電網企業全資建設和管理，在企業內部進行核算，不再核定電價，電站的運行成本以及合理回報等納入電網運行費，通過銷售電價回收成本。典型代表如日本電力公司、法國電力公司以及美國部分未實行“廠網分開”的地區，抽水蓄能電站作為電力公司內部下屬單位，由電力公司統一建設、管理、考核和使用。

（5） 參與電力市場競價。在電力市場較成熟的地區，抽水蓄能電站可參與電能量市場，通過“低買高賣”獲得收益，可參與AGC、常規備用的市場競爭，提供響應服務，獲得市場收益。另外，可將黑啟動、緊急事故備用等服務出售給系統安全管理機構，通過基于成本的費率方式獲得費用補償。典型代表主要有美國區域輸電組織（RTO）和獨立系統運營商（ISO）所覆蓋區域，以及德國、瑞士等歐盟地區。

1.3 中國抽水蓄能價格機制演變

為適應不同發展階段需要，結合電力體制改革進程，中國陸續出臺了《國家發展改革委關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》（發改能源〔2004〕71號）［9］、《國家發展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發改價格〔2014〕1763號）［10］和《國家發展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633號）［5］等抽水蓄能價格政策相關文件。據此可將抽水蓄能價格機制演變劃分為4個階段。

（1） 第一階段（2004年以前）。借鑒國外已有的電價與運營模式，探索適合中國國情的抽水蓄能經營模式。這一階段有電網統一經營、獨立經營等模式，有單一電量電價、租賃制等價格機制，投資主體有發電企業，也有電網企業。

（2） 第二階段（2004～2014年）。發改能源〔2004〕71號文［9］明確抽水蓄能電站原則上由電網經營企業進行建設和管理，其建設和運行成本納入電網運行費用統一核定，實質上通過電網購銷價差進行疏導。發電企業投資建設的抽水蓄能電站，要作為獨立電廠參與電力市場競爭。2007年，《國家發展改革委關于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知》，明確了發改能源〔2004〕71號文件下發前審批但未定價的抽水蓄能電站，作為遺留問題由電網企業租賃經營。這一階段新投運電站主要采用單一容量電價機制（2008年租賃費統一改為容量電費），投資主體主要是電網企業。

（3） 第三階段（2014～2021年）。2014年發改價格〔2014〕1763號文［10］初步明確了兩部制電價機制，電站容量電費和抽發損耗納入當地省級電網（或區域電網）運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮。但在同步開展的輸配電價改革工作中，電站的成本費用不得計入輸配電定價成本，無法通過輸配電價向用戶傳導成本，分攤疏導實質“落空”，抽水蓄能的成本回收、合理收益得不到保障，制約了抽水蓄能的發展。

（4） 第四階段（2021年至今）。2021年4月，發改價格〔2021〕633號文［5］明確現階段堅持并優化抽水蓄能兩部制電價政策，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入省級電網輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發展的銜接。2023年《國家發展改革委關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》（發改價格〔2023〕526號）［11］明確容量費用通過工商業用電的系統運行費進行疏導，《國家發展改革委關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》（發改價格〔2023〕533號）［12］核定了在運及2025年底前擬投運的48座電站容量電價，這標志著兩部制電價的落地。

2 現行兩部制電價機制分析

兩部制電價作為現階段中國抽水蓄能基本電價機制，一方面有效解決了成本疏導和投資回報不明確等核心問題，為回收電站成本、獲取合理收益以及實現穩定運營提供了政策保障，充分調動了投資主體開發建設、高效運營的積極性，也有助于引導抽水蓄能在促進高比例清潔能源消納、保障大電網安全、應對電網峰谷差等方面功能的充分發揮。另一方面，電站容量費用通過工商業用電的系統運行費進行疏導，可能會影響重點工商業用電及省內平均用電價格水平，需統籌考慮多方面因素。

2.1 抽水蓄能容量費用對工商業用電影響分析

發改價格〔2023〕526號文［11］明確工商業用戶用電價格由上網電價（P1）、上網環節線損費用（P2）、輸配電價（P3）、系統運行費用（P4）、政府性基金及附加（P5）共5部分組成。其中，系統運行費用包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等。因此，抽水蓄能的容量費用會增加系統運行費用P4，進而影響用電價格；但從系統整體來看，抽水蓄能開發建設是滿足風光新能源大規模發展對電力系統調節能力的需求，“新能源+抽水蓄能”是雙碳目標下能源綠色轉型和經濟社會發展要求的一種重要電源組合方式，隨著新能源發展規模提升和技術進步帶來的發電成本降低，有助于降低上網電價P1。本文以2022年為基準年，結合2030年和2035年全社會及工商業用電量、抽水蓄能發展規模及容量電價水平、風光新能源發展規模及成本水平等的預測，通過定量測算，宏觀研判抽水蓄能開發建設對2030年和2035年工商業用戶電價的影響。

2.1.1 計算邊界條件

2.1.1.1 現狀基準年情況

根據發改價格〔2023〕533號［12］，2022年在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站裝機Cp22=5 600萬kW，總容量費用Ep22=274億元，平均容量電價Pc=490元/kW；其中，即將新投運的電站17座，平均容量電價565元/kW。

2022年風電、光伏發電量分別為Gw22=8 935億kWh、Gs22=4 881億kWh，平均上網電價分別為Pw22=0.324 7元/kWh、Ps22=0.343 5元/kWh。

2.1.1.2 2030年和2035年發展預測

（1） 抽水蓄能發展規模及容量電價。

根據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021～2035年）》［4］，考慮目前抽水蓄能已投運及核準在建規模，結合抽水蓄能發展需求研究成果，2030年、2035年抽水蓄能投產規模分別按Cp30=1.6億kW、Cp35=3.98億kW計。結合現狀平均容量電價及后續投產項目建設成本上升，2030年前、2031～2035年新增投產項目平均容量電價分別按ΔPc30=600元/kW、ΔPc35=650元/kW計。

（2） 全社會用電量及工商業用電量。根據舒印彪等［13］及中國能源學會、中國電力企業聯合會［14］等研究成果，2030年、2035年全國全社會用電量分別為G30=11.8萬億kWh、G35=13.5萬億kWh，在當前工商業用電占比約65%基礎上，2030年、2035年全國工商業用電量占比70%測算，分別為Gc30=8.6萬億kWh、Gc35=10.13億kWh。

（3） 風光新能源發電量及成本。

根據水電水利規劃設計總院等研究成果，2030年、2035年風電發電量分別為Gw30=2.03萬億kWh、Gw35=2.95萬億kWh，單位發電成本Pw30=0.227 3元/kWh、Pw35=0.204 6元/kWh。2030年、2035年光伏發電量分別為Gs30=1.56萬億kWh、Gs35=2.18萬億kWh。發電成本Ps30=0.240 5元/kWh、Ps35=0.216 4元/kWh。

2.1.2 計算方法與結果分析

（1） 抽水蓄能電站容量費用。

根據公式（1）和（2），2030年和2035年投產的抽水蓄能容量費用分別為Ep30=898億元、Ep35=2 445億元。

（2） 風光新能源成本降價空間。

風光新能源發展及成本降低，為上網電價提供降價空間。假定2030年前、2030～2035年新增風光新能源均勻投產，成本均勻下降，且不考慮已投產的新能源電價退坡，則2030年、2035年由風光新能源帶來的上網電價降價空間如公式（3）、（4）所示。

根據公式（3）和（4）可計算得，2030年和2035年風電和光伏發電發展帶來的上網成本下降空間分別為ΔEw30=553億元，ΔEw35=658億元，ΔEs30=552億元，ΔEs35=627億元。

（3） 對工商業用戶電價的影響。

假定風光新能源成本下降中的50%用于工商業上網電價下降，考慮抽水蓄能容量費用分攤后系統運行費增加和風光新能源帶動上網電價下降兩個因素，2030年、2035年對工商業用電終端單位度電成本的影響如公式（5）所示。

計算可得，2030年、2035年工商業度電成本變化分別為ΔP30=0.004 0元/kWh，ΔP35=0.018 5元/kWh。

綜合來看，抽水蓄能開發建設及其容量費用分攤疏導會在一定程度上提升系統運行費（P4），但同時抽水蓄能支撐了風光新能源大規模高比例發展，新能源成本下降帶來的上網電價（P1）降價空間可以抵消部分增加的系統運行費用，最終對工商業用電終端電價的影響并不顯著。此外，隨著電力市場改革的深入和市場化交易機制的不斷完善，抽水蓄能開發建設將支撐更多新能源電量參與市場交易，推動總體交易電價下降，抽水蓄能逐步走向市場化也有助于減少需分攤疏導至系統運行費的容量費用，這些因素也有助于降低抽水蓄能容量費用對終端用電價格的影響。

2.2 現行兩部制電價機制的問題與不足

（1） 有多個服務對象的電站容量費用分攤機制尚不健全。發改價格〔2021〕633號文［5］提出了要完善容量電費在多個省級電網間、特定電源和電力系統間的分攤方式，但目前主要是原則性規定，未落實具體分攤細則。部分服務區域電網的電站容量費用分攤在省間分歧較大，至今仍未完全落實；服務特定電源和服務電力系統的電站目前完全按照容量比例進行費用分攤，未考慮電站服務對象的不同帶來的效益差異。

（2） 現行電價機制難以實現對電站投資建設管理和功能發揮的引導約束激勵。中國華東、西北、華北、南方等不同區域間抽水蓄能電站建設條件不同、投資成本差異明顯，并且電站保障電力系統安全穩定運行、促進新能源消納等不同的功能定位也各有差異，但目前對每個電站單獨核定容量電價，未考慮電站不同功能作用和不同區域抽水蓄能資源稟賦差異，不利于引導投資主體對標行業先進水平、加強工程建設管理和科技創新，不利于行業整體的降本增效。

（3） “新能源+抽水蓄能”等創新發展模式下電站的定價機制仍有待完善。發改價格〔2021〕633號文［5］提出容量電費按容量比例在特定電源和電力系統之間進行分攤，特定電源應分攤的容量電費由相關受益主體承擔，但“新能源+抽水蓄能”作為一組電源參與電力市場的電價機制、審批管理和交易模式尚不明確，抽水蓄能投資成本能否回收尚缺乏實證，且在實踐中抽水蓄能電站由電網調度、新能源企業統一調度等不同情況下對電站定價也會有影響。

（4） 輔助服務效益難以準確計量。發改價格〔2021〕633號文［5］提出要加快確定抽水蓄能電站獨立市場主體地位，推動電站平等參與輔助服務市場或輔助服務補償機制，但抽水蓄能的輔助服務效益特別是調頻、調相、事故備用等功能難以在輔助服務市場中準確量化，雖然目前的兩部制電價中容量電價部分體現了調頻、調相、事故備用等輔助服務價值，但是這種“打捆定價”方式，難以對其準確量化體現。

3 抽水蓄能電價機制完善和市場化展望

科學的價格機制既要能夠合理彌補成本，同時又要具備有效的信號引導作用。現階段抽水蓄能的兩部制電價及容量費用分攤疏導路徑，保障了抽水蓄能電站成本回收及合理收益，提升了投資主體積極性，且對工商業用戶用電成本影響總體平穩。但從國家推動價格機制改革方向看，由政府逐一核定每個電站容量電價（即“一站一核”）的方式只是過渡方式，未來隨著抽水蓄能大規模發展，“一站一核”將面臨較大困難；并且按照目前確定性的收益預期（資本金內部收益率6.5%）也不利于發揮市場機制和價格信號的引導作用，核定過低會導致補償力度不夠，難以激勵容量電源投資甚至無法滿足電力系統需求；核定過高則會帶來資源浪費的風險。發改價格〔2021〕633號文［5］提出要逐步推動抽水蓄能電站進入市場，充分發揮電價信號作用，調動各方面積極性。市場化是抽水蓄能未來高質量發展的必然趨勢，但是推動抽水蓄能市場化不是一蹴而就的，應根據電力市場建設發展進程，在保障成本回收和合理收益預期、確保行業發展平穩有序的前提下，有計劃、分步驟地推動實施。

3.1 國外抽水蓄能市場化實踐經驗

根據表1，國外抽水蓄能電站電價機制主要有內部核算制、租賃制及參與市場競價等形式。總體來看，絕大多數抽水蓄能電站定價機制仍處于不同程度的政府管制之下，其原因主要在于：競爭性的電力市場將引導市場價格逼近短期邊際成本，對于抽水蓄能這種高資本成本、低運營成本的設施非常不利，僅通過電能量市場難以完全回收成本，且抽水蓄能電站的價值在輔助服務市場中難以充分的量化體現。目前，國外約85%的電站采用電網內部核算制或租賃制，僅有約15%的電站通過參與市場進行成本回收、獲取收益，主要代表是歐盟部分國家和美國部分市場化改革的州［15］。

歐盟在電力市場化改革推進中，逐漸形成了相對成熟的電能量市場和輔助服務市場，部分國家如意大利、法國等還建立了容量市場。美國由于聯邦體制，各州電力市場的設計方案、規則及改革進度各不相同，加州、紐約州等23個州（含華盛頓特區）開展了電力系統市場化改革，通過市場機制配置電力資源。在歐盟、美國部分州等市場化程度較高的電力市場中，抽水蓄能作為獨立主體參與市場競爭，其收益的主要來源一是參與輔助服務市場，通過為電網提供平衡服務獲取收益；二是參與電能量市場，通過削峰填谷，平衡新能源的波動性，利用現貨市場峰谷價差獲取收益；此外，在歐盟等個別有容量市場的國家，通過為系統提供備用容量服務獲取收益［16-17］。例如，美國加州Helms抽水蓄能電站參與加州輔助服務市場，其輔助服務收入占總收入的60%，電站啟動次數也較市場化前增加。奧地利Pfenningberg抽水蓄能電站則以參與平衡容量競標、峰谷套利作為主要收入來源［18］。

從國外電力市場化改革國家或地區的實踐經驗來看，抽水蓄能電站能夠以獨立個體參與市場競爭并實現生存的電力市場環境，至少包括以下兩個必備要素：一是運行良好的現貨市場，能夠提供峰谷套利機會；二是完善的輔助服務市場，保證抽水蓄能輔助服務價值得到合理的體現。

3.2 現階段中國抽水蓄能市場化的可行性分析

隨著電力體制改革的深入推進，特別是新一輪電力體制改革以“放開兩頭，管住中間”為框架，鼓勵市場競爭，我國電力市場基本形成以中長期交易為主、現貨市場試點補充、輔助服務市場（補償機制）有序推進的總體格局。但同時當前帶有分時價格信號的現貨市場尚未普及，輔助服務市場建設尚處于起步階段，輔助服務品種尚待完善。在當前市場環境下，還不具備將抽水蓄能直接推向電力市場的條件。

現貨市場方面，《國家發展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知》（發改委價格〔2021〕1093號）發布后各省陸續出臺了峰谷分時電價的規定。馬良［19］等統計了現階段我國制定了峰谷分時電價的17個省市峰谷電價比例，廣東比例最大為4.47，西藏比例最小為1.1，平均值為3.14；以及2021年全國32個省（自治區、直轄市，內蒙古分蒙東和蒙西）的煤電基準電價，廣東最高為0.45元/kWh，青海最低位0.23元/kWh，平均為0.37元/kWh。據此開展了現貨市場下抽水蓄能電站電量收益測算分析，按照3種峰谷電價比例（3.0，3.5，4.0）、3種煤電基準電價（0.35，0.4，0.45元/kWh）形成的9種組合（可基本涵蓋我國大多數省市的電價情況），結合現階段華中、華東和華北等區域抽水蓄能電站的典型抽水發電運行過程（年抽水發電利用小時數2 800 h，日抽水利用小時數4.9 h，發電利用小時數4 h），測算得抽水蓄能年電量收益約為2.8億～4.5億元，如表2所列。

輔助服務方面，《國家能源局關于印發lt;電力輔助服務管理辦法gt;的通知》（國能發監管規〔2021〕61號）中明確電力輔助服務主要包括調頻、調峰、備用、調相、黑啟動等品種，抽水蓄能電站可以提供上述所有品種的電力輔助服務，在相關區域制定的電力并網運行管理實施細則、電力輔助服務管理實施細則中也對抽水蓄能獲得部分考核收入做出了規定，但目前實際上抽水蓄能輔助服務收入占比很低。根據國家能源局2023年第三季度例行新聞發布會公布的數據，截至2023年6月底，全國發電裝機容量約27.1億kW，其中參與電力輔助服務的裝機約20億kW。2023年上半年，全國電力輔助服務費用共278億元，占上網電費1.9%。從結構上看，市場化補償費用204億元，固定補償費用74億元。從類型上看，調峰補償167億元，調頻補償54億元，備用補償45億元。假定抽水蓄能電站所能分得的輔助服務補償與其容量占比成正比，則按照2023年上半年數據進行測算，120萬kW抽水蓄能電站全年輔助服務補償收入約為3 300萬元。

電力中長期交易方面，根據《電力中長期交易基本規則》，現階段中長期交易主要開展電能量交易，靈活開展發電權交易、合同轉讓交易，根據市場發展需要開展輸電權、容量等交易。目前抽水蓄能主要在部分現貨市場參與電能量交易，幾乎未參與中長期交易。

綜上，按照目前參與現貨市場收益加上輔助服務補償收入，120萬kW抽水蓄能電站年收益約為3.53億～4.83億元，約為目前所核定平均年容量費用的52%～71%（平均容量電價565元/kW，年容量費用6.78億元），與按照現行兩部制電價核定的容量費用相比仍有較大的缺口。綜合分析研判，當前的市場環境暫不具備推動抽水蓄能完全市場化的條件。

3.3 抽水蓄能電價機制改革及市場化發展建議

近中期電力市場尚未完全建成前，建議仍然采用兩部制電價，并可參考煤電容量電價機制，將抽水蓄能目前“一站一核”的容量電價機制進一步完善為建立分區域、分調節性能抽水蓄能標桿容量電價機制。具體來看，我國不同地區抽水蓄能發展需求（規模、日/周調節能力）、電價承受能力不同，資源稟賦及其帶來的電站固定成本也存在較大差異，不具備實行全國統一標準的條件。但在同一區域（統籌考慮行政區域和地質構造區域），通過發展需求規模引導和項目布局優化后，綜合考慮區域內各電站容量費用，取中位值、平均值或其他某一特定值作為標桿容量電價，能鼓勵投資主體選擇建設條件優、工程造價低的站點資源，并引導合理投資、加強工程建設管理和技術進步創新，以獲取更大收益。在此基礎上，隨不同監管周期對標桿容量電價進行滾動調整，引導電站實現降本增效。

中遠期隨著電力市場化改革推進，建議從“電能量市場+輔助服務市場+中長期市場+容量市場”四位一體統籌推進，建立健全抽水蓄能市場化交易機制，以“固定采購+市場競價”等多渠道方式保障抽水蓄能成本回收和合理收益。具體來看：① 推動形成運行良好的電能量市場，發揮現貨市場在電量電價形成中的作用，允許抽水蓄能參與現貨交易，并通過峰谷價差套利。② 完善輔助服務市場，結合《國家發展改革委 國家能源局關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》（發改價格〔2024〕196號）［20］總體要求，不斷完善輔助服務價格政策和交易規則，制定符合市場化改革方向的輔助服務定性定量耦合評價體系，推動抽水蓄能公平參與輔助服務市場，并設計差異化交易品種，使其輔助服務價值得到科學合理的體現。③ 完善抽水蓄能參與中長期市場交易機制模式。考慮到我國基本國情，現貨市場中電能量交易和輔助服務交易設置的價格限制不會完全解除且價格上限不會過高，可能會影響抽水蓄能電站通過市場競價獲利，有必要探索完善中長期交易機制，鼓勵抽水蓄能作為新型主體參與省內或跨省區分時段中長期交易，解決新能源波動性、隨機性和間歇性問題。④ 推進電力容量市場建設，在雙碳背景下，隨著經濟社會發展，抽水蓄能除在電力系統中發揮靈活調節性能外，還將成為除常規水電、火電和核電以外系統重要的容量支撐電源，需完善容量補償機制，推進建設容量市場，從中長期角度保障電力系統發電容量的充裕性，鼓勵引導抽水蓄能電站的投資建設。隨著電力市場的成熟和上述抽水蓄能市場交易機制的完善，可按照“誰受益、誰承擔”的原則，和“固定采購+市場競價”的方式，部分費用通過與電力交易或調度機構簽訂長期固定合同得到保障，對提供事故備用、黑啟動、無功平衡等難以進行準確計量的為系統提供效益的輔助服務補償費用，通過輸配電價疏導；部分費用通過參與電能量市場和輔助服務市場競爭獲得。

4 結論與建議

抽水蓄能是電力系統重要的清潔低碳靈活調節電源，是建設新型能源體系、構建新型電力系統、促進新能源高質量發展的重要支撐。在外部形勢下，價格機制對于抽水蓄能行業發展具有顯著影響，科學合理的價格機制要能夠保障成本回收與合理收益，同時也應具備有效的信號引導作用。

（1） 本文梳理了國內外常見的抽水蓄能價格機制，提出了中國抽水蓄能價格政策演變的4個階段，以及各階段相應的特點。總體來看，各階段價格政策適應當時經濟社會發展水平，并隨著電力體制改革和市場化改革推進而逐步完善。

（2） 現行兩部制電價機制及分攤疏導有關規定，能夠保障電站成本回收、獲得合理收益，并引導抽水蓄能功能的發揮。抽水蓄能容量費用的分攤疏導會提高工商業用電的系統運行費，但隨著系統中新能源規模提升和發電成本降低，“抽水蓄能+新能源”的系統綜合成本仍具有一定競爭優勢。本文提出了一種定量計算評價方法。結果顯示，考慮新能源降價情形下，2030年和2035年樂觀預期下抽水蓄能發展規模對應的容量費用疏導對工商業用戶終端用電影響為0.004元/kWh、0.018元/kWh，總體影響不顯著。

（3） 目前國外絕大多數抽水蓄能電站的價格機制仍處于不同程度的政府定價或影響階段，完全參與電力市場競爭的電站占比并不高。綜合來看，這類抽水蓄能電站收益獲取方式主要有電能量市場峰谷價差套利、輔助服務市場提供輔助服務獲益，以及在容量市場中提供備用容量獲取收入。從國外實踐經驗來看，抽水蓄能電站能夠以獨立個體參與市場競爭并實現生存的電力市場環境的前提是至少應確保良好運行的電能量市場和完善的輔助服務市場的存在。

（4） 中國當前的市場環境及政策下，還不具備直接將抽水蓄能電站完全推向市場的條件。建議銜接電力市場化改革進程，按照“近中期”和“中遠期”分類施策，有計劃、分步驟推動抽水蓄能電價機制改革和市場化發展。近中期通過建立健全抽水蓄能標桿容量電價，引導行業整體降本增效與技術進步；中遠期隨著電能量市場、輔助服務市場、中長期市場和容量市場等的不斷完善，以“固定采購+市場競價”的方式推動抽水蓄能市場化交易，保障行業平穩有序可持續發展。

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（編輯：鄭 毅）

Research on price mechanism and marketization prospect of pumped storage in China

CUI Zhenghui1，HAN Dong1，ZHOU Li1，ZHAO Xuesong2，ZHANG Liwei2

（1.China Renewable Energy Engineering Institute，Beijing 100120，China； 2.National Energy Group Hubei Energy Co.，Ltd.，Wuhan 430070，China）

Abstract： The development of pumped storage industry is closely related to the price mechanism.Based on the systematic summary and analysis of the pumped storage price mechanism，this study analyzes the advantages，disadvantages and influences of the current two-part electricity price mechanism，and proposes a quantitative calculation method that takes account of the influence of \"pumped storage + new energy\" on the industrial and commercial electricity price based on a comprehensive benefits perspective of the whole system.The feasibility of marketization of pumped storage is studied and judged through the qualitative and quantitative analysis，and the step implementation path is proposed.The results show that the two-part electricity price can guarantee the cost recovery，reasonable income acquisition and guide the pumped storage exerting functions.Considering the factors such as the increase of new energy development scale and the decrease of cost，the overall impact of pumped storage capacity tariff on electricity price is not significant.The basic elements of promoting the marketization of pumped storage are a well-functioning electricity energy market and a perfect auxiliary service market.However at present，the conditions of marketization of pumped storage in China are not mature.It is suggested to establish and improve the benchmark capacity electricity price mechanism of pumped storage in the near and medium term，guiding cost reduction and efficiency increase，and promote the marketization by the way of \"fixed procurement + market bidding\" in the medium and long term，to ensure the steady，orderly and sustainable development of pumped storage industry.

Key words： pumped storage； two-part electricity price system； capacity tariff diversion； benchmark capacity electricity price； marketization of electricity system

收稿日期：2024-03-22 ；接受日期：2024-05-08

基金項目：中國水力發電工程學會“青年人才托舉工程”項目（ZYGN-KT2303-003）；2022年中國電建集團科技項目（DJ-ZDXM-2022-06）

作者簡介：崔正輝，男，高級工程師，博士，主要從事水電、抽水蓄能規劃工作。E-mail：cuizh@creei.cn

通信作者：韓 冬，男，正高級工程師，博士，主要從事水電、抽水蓄能規劃工作。E-mail：handong@creei.cn

Editorial Office of Yangtze River. This is an open access article under the CC BY-NC-ND 4.0 license.