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　　在我國推進“雙碳”目標的背景下，抽水蓄能技術發揮著不可替代的系統支撐作用：一方面，其顯著提升了電力系統對風電、光伏等間歇性可再生能源的消納能力;另一方面，作為傳統火電調峰的高效替代方案，其運行過程幾乎不產生直接碳排放，可大幅降低對化石能源的依賴，為構建新型電力系統提供重要的靈活調節能力。

　　當前，抽水蓄能技術因其技術成熟度高、運行安全可靠、響應迅速、儲能容量大(單站規模可達百萬千瓦級)、使用壽命長(設計壽命普遍超80年)及環境友好等突出優勢，被公認為唯一兼具規模效益與經濟可行性的儲能解決方案。依據國家能源局《抽水蓄能中長期發展規劃(2021～2035年)》，2030年，我國抽水蓄能裝機容量預計達1.2億千瓦。這一戰略布局將有力支撐碳達峰目標的實現，并在保障能源安全與促進能源綠色低碳轉型中發揮協同增效的作用。

　　基于上述背景，筆者通過系統考察國內外抽水蓄能電價形成機制，重點探討我國現行政策及未來可能的演化路徑。最后，結合華電福建公司“常規+混合+海上”全抽蓄業務模式的典型案例，提出適應新的電力市場環境的電價政策機制與運營管理優化建議，旨在為行業政策制定與企業實踐提供有益參考。

　　國際抽蓄經驗及對我國的啟示

　　截至2023年底，全球抽水蓄能裝機規模中，中國以5094萬千瓦穩居世界首位，日本(2747萬千瓦)和美國(2217萬千瓦)分列第二、三位。然而，歐美日等傳統抽水蓄能強國的電站大多建于20世紀電氣化快速發展時期，超過80%的機組已投運30年以上。這一歷史背景與我國當前大規模風電、光伏并網及新型電力系統轉型的需求形成鮮明對比，導致各國在抽蓄電站功能定位、運營模式乃至電價機制方面存在顯著差異。

　　現階段，日本抽水蓄能電站主要采用租賃制(電源開發商參與)和內部核算制(電力公司主導);美國則以電網統一運營模式為主(抽蓄電站約占70%)，輔以租賃運營和少量獨立運營，直接參與電力市場的比例較低;英國抽水蓄能電站雖然總體規模有限，但其高度市場化的發電側環境使其能夠作為獨立成員參與市場，其收入明確區分為年度交易的固定收入與競價交易的變動收入兩部分，構成典型的兩部制電價模式(見表)。

　　我國抽蓄項目電價政策歷程

　　為適應不同發展階段的需求并配合電力體制改革進程，我國持續探索適合國情的抽水蓄能電站投資體制、經營模式和電價機制。縱觀發展歷程，我國抽水蓄能電站價格政策的演變可劃分為三個具有明顯特征的階段。

　　第一階段(2014年以前)，以電網企業主導為主要特征。國家發改委發布的《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)，明確抽蓄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。在此階段，投資主體主要為電網企業，運營模式采用電網統一運營或租賃運營，價格機制以電網內部核算電價或容量制電價為主，先后核定了桐柏、泰安、宜興、瑯琊山等抽水蓄能電站的租賃費用(2008年租賃費用統一改為容量電費)。

　　第二階段(2014～2021年)，是電價機制轉型的探索期。國家發改委發布的《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》(發改能源〔2014〕1763號)，初步明確了兩部制電價機制，將容量電費和抽發損耗納入當地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。然而，2019年國家發改委、國家能源局印發的《輸配電定價成本監審辦法》明確規定抽蓄電站成本費用與電網輸配電業務無關,不得計入輸配電定價成本, 導致成本分攤疏導實質“落空”。這一政策沖突造成了兩部制電價政策落地性不足, 在該階段出現電網內部結算、單一電量電價、容量電價、兩部制電價多種電價機制并存的局面，抽蓄的成本回收、合理收益得不到有效保障，制約了抽水蓄能行業的健康發展。

　　第三階段(2021年至今)，我國抽水蓄能電價機制進入成熟期。國家發改委發布的《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) ，要求堅持以兩部制電價政策為主體，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，明確了容量電費反映系統調節價值、電量電費體現市場價差收益的基本原則。該意見在承接過往對抽蓄發展相關政策的基礎上,進一步完善了抽蓄價格形成機制，解決了長久以來影響抽蓄行業發展的容量電費疏導問題。國家發改委發布的《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)，明確容量費用通過工商業用戶用電價格中的系統運行費用進行疏導。國家發改委《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)依據633號文的核定辦法，核定了在運及2025年底前擬投運的48座電站容量電價，標志著兩部制電價的落地。

　　抽蓄項目現行電價機制及未來完善方向探討

　　當前，我國抽水蓄能價格機制改革已取得階段性成果，633號文確立的兩部制電價機制通過設定固定收益率(6.5%資本金收益率，40年經營期)的容量電價，有效穩定了行業投資預期，促進了抽水蓄能產業的發展。然而，隨著政策實施的深入，該機制在實踐過程中逐漸顯現出若干亟待解決的問題，主要體現在行業發展質量、監管效能和成本傳導三個方面。

　　在行業發展效率方面，現行的固定收益率保障機制雖然刺激了投資熱情(2023年新核準項目達47個、總裝機6890萬千瓦，規模超過前十年總和)，但同時也帶來了效率隱憂。一方面，部分區域已出現調節容量結構性過剩的跡象;另一方面，固定收益率保障機制弱化了市場競爭力，導致投資主體在技術創新、成本控制和運營效率提升方面動力不足。

　　在監管效能方面，隨著產業規模快速擴張，預計未來三個監管周期內投產的抽蓄電站將達百座量級。現行的“一站一核”成本監審模式不僅帶來巨大的行政成本，其監管效率也難以適應抽蓄電站規模化發展需求。

　　在成本傳導壓力方面，當前，容量電費的大規模傳導對終端電價造成明顯負擔，對高耗能企業的邊際成本影響尤為突出。533號文核定的48座抽水蓄能電站形成容量電費274.6億元/年，根據2023年全國工商業用電量77439億千瓦時測算，影響單位度電成本3.54厘/千瓦;其中福建4座抽水蓄能電站形成容量電費26.6億元/年;根據2023年福建工商業用電量2458億千瓦時測算，影響單位度電成本1.08分/千瓦。

　　需要辯證看待的是，抽水蓄能作為支撐新能源大規模發展的關鍵調節資源，其帶來的系統價值不容忽視。新能源成本持續下降產生的電價空間，可以在一定程度上對沖抽蓄容量電費產生的系統費用。這一發現也為完善我國抽水蓄能電價機制提供了政策啟示，應當建立更加靈活的成本分攤機制，充分考量抽蓄建設與新能源及其他電源品種的協同效應，實現電力系統整體成本的優化配置。

　　隨著電力市場化改革的深入推進和新型電力系統建設的發展，我國抽水蓄能電價機制還將進一步完善，以實現優化區域布局、引導理性投資和完善市場銜接的目的。對于已納入533號文核定范圍的48座存量電站，為保障政策連續性和市場穩定性，預計將繼續沿用633號文確立的容量電價核定框架，但隨省級電網輸配電價監管周期同步動態調整，對標行業先進水平，合理確定核價參數，以確保價格信號能夠及時反映成本先進水平和市場實際情況。

　　對于增量電站的電價機制設計，預計將在現行兩部制電價政策基礎上進一步完善創新。在容量電價方面，基于國際經驗比較和國內實踐探索，未來抽蓄電站可能存在四種價格模式：

　　一是標桿電價模式。以行政區域為單位，綜合考慮范圍內各電站容量費用，取中位值、平均值或其他某一特定值作為標桿容量電價。目前，已有研究提出基于“資源區”的標桿電價測算方法，對同一山脈區域內抽蓄電站的地質條件、資源稟賦、建設成本進行聚類分析;再通過地理山川分布映射行政區分區，遵循“同山同價、就近就低、集中連片、區域統籌”的原則，形成行政區域資源分區，以各資源區內中位數靜態單位千瓦投資對應的容量電價作為區域標桿價。

　　二是市場化招標模式。每年由電網企業在政府指導下發布容量需求，各抽蓄電站投資經營主體進行競爭性報價。該機制類似于新能源上網電價市場化改革中提出的機制電價競價方式。短期內，招標形成的容量電價可能存在下行趨勢。

　　三是容量成本補償或容量市場模式。在已建立容量市場的地區，可直接參與容量市場競爭;在尚未建立容量市場的地區，執行統一的固定容量電價，類似于現行的煤電容量電價機制。

　　四是聯合運營模式。抽蓄電站與新能源、核電等其他電源主體建立長期容量協作關系，通過簽訂長期容量購買或租賃協議，由特定電源方支付容量費用，從而獲得對抽蓄電站調節能力的優先使用權。

　　以上四種模式并非相互排斥，而是可以根據市場成熟度和發展需求進行階段性應用乃至組合應用。

　　在電量電價方面，市場參與機制將進一步完善，通過深化電能量現貨市場和輔助服務市場建設，為抽蓄電站創造“低儲高發”的價格套利空間和系統服務價值實現渠道。同時，預計將優化市場化收益分配機制，逐步提高現行20%的市場化收益留存比例。這種漸進式改革路徑既能夠考慮當前電力市場發展階段的特征，又為未來政策調整預留充分的空間，有助于推動抽蓄產業實現從政策驅動向市場驅動的平穩轉型，為新型電力系統建設提供更加靈活、高效的調節資源。

　　未來工作建議

　　華電福建公司在抽水蓄能領域已形成具有示范意義的“常規+混合+海上”全業務模式布局。其中，周寧抽水蓄能項目作為華電集團及五大發電集團首個抽水蓄能項目，具有重要的戰略開拓意義;古田溪混合式抽水蓄能項目作為福建省首個混合式抽蓄示范工程，引領了存量水電改造升級的新模式;浮鷹島海水抽水蓄能項目作為全國唯一的海洋環境抽蓄示范工程，開辟海洋能源利用新路徑。這一多元化業務布局為行業研究不同類型抽蓄項目的發展策略提供了典型案例和可借鑒經驗。

　　在電價政策應對層面，需要進行差異化的分類施策。對于已納入533號文核價范圍的抽蓄電站，應密切跟蹤省級電網輸配電價成本監審動態，確保在下一監管周期獲得與投資水平相匹配的合理容量電價;持續跟蹤其未來電價政策導向，積極爭取合理的個性化政策支持。

　　目前，混合式抽蓄項目普遍面臨規模經濟性不足的挑戰，有較多30萬千瓦以下的中小型工程，受規模效益制約，靜態單位千瓦投資普遍偏高。但此類項目對盤活我國存量水電資源、推動中小型抽蓄電站因地制宜開發具有重要戰略價值。建議考慮引入裝機規模調整系數，即在標桿電價或基準電價基礎上，根據實際裝機容量折算調整系數，科學反映不同規模項目的單位成本特性。

　　海水抽蓄項目則面臨更高的技術成本。其示范意義不僅在于填補技術空白，更可通過耦合海島間歇性可再生能源，探索可靠的海島發電系統模式，為緩解海島缺電困境、支撐海洋經濟及國防建設提供關鍵基礎設施。建議考慮參照633號文的容量電價核定方法進行專項核價，在運營初期給予個性化的容量電費收入支持，化解特殊示范工程的高風險屬性。

　　在運營管理優化層面，應重點培育兩大核心競爭能力：其一是全生命周期成本管控能力。通過優化設計標準、創新施工工藝、強化供應鏈管理等措施，在確保工程質量和安全性能的前提下，系統性降低建設和運維成本。其內在邏輯在于，無論未來可能實施區域標桿電價機制，抑或推行全國統一的固定容量電價機制，具備更低單位成本的項目都將在既定電價標準下獲得更顯著的超額收益;同時在參與容量招標、容量市場競爭的模式下，占據更強的成本競爭優勢。其二是市場化運營能力。隨著電力市場化改革的深入推進，抽蓄項目收益結構將逐步從高比例容量電費轉向多元化收益，市場化收益自主支配比例也將逐步提升。

　　本文刊載于《中國電力企業管理》2025年7期，作者單位：中國華電集團有限公司福建分公司