中國(guó)抽水蓄能價(jià)格機(jī)制研究與市場(chǎng)化展望

摘要：抽水蓄能產(chǎn)業(yè)發(fā)展與電價(jià)機(jī)制息息相關(guān)。在系統(tǒng)總結(jié)分析抽水蓄能價(jià)格機(jī)制的基礎(chǔ)上，分析了當(dāng)前兩部制電價(jià)機(jī)制的優(yōu)勢(shì)、不足及影響，提出了一種基于系統(tǒng)綜合效益的“抽水蓄能+新能源”對(duì)工商業(yè)電價(jià)影響的定量計(jì)算方法，從定性定量相結(jié)合的角度研判了抽水蓄能市場(chǎng)化的可行性，并提出了分步驟的實(shí)施路徑。研究結(jié)果表明：現(xiàn)階段兩部制電價(jià)能夠保障電站成本回收、合理收益獲取并引導(dǎo)抽水蓄能功能發(fā)揮；考慮新能源發(fā)展規(guī)模提升和成本下降等因素，抽水蓄能容量費(fèi)用對(duì)電價(jià)總體影響不顯著；推進(jìn)抽水蓄能市場(chǎng)化的基本要素是運(yùn)行良好的電能量市場(chǎng)和完善的輔助服務(wù)市場(chǎng)，當(dāng)前中國(guó)完全市場(chǎng)化條件尚不成熟，建議近中期建立健全抽水蓄能標(biāo)桿容量電價(jià)機(jī)制、引導(dǎo)降本增效，中遠(yuǎn)期以“固定采購(gòu)+市場(chǎng)競(jìng)價(jià)”的方式推動(dòng)抽水蓄能參與電力市場(chǎng)，保障抽水蓄能平穩(wěn)有序可持續(xù)發(fā)展。

關(guān) 鍵 詞：抽水蓄能； 兩部制電價(jià)； 容量費(fèi)用疏導(dǎo)； 標(biāo)桿容量電價(jià)； 電力市場(chǎng)化

中圖法分類號(hào)： F426.91;F426.61 文獻(xiàn)標(biāo)志碼： A

DOI：10.16232/j.cnki.1001-4179.2025.03.002

0 引 言

價(jià)格機(jī)制是市場(chǎng)機(jī)制的核心，價(jià)格信號(hào)在市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)的資源配置中發(fā)揮著關(guān)鍵性作用，價(jià)格機(jī)制的變化會(huì)對(duì)社會(huì)經(jīng)濟(jì)活動(dòng)、產(chǎn)業(yè)發(fā)展帶來(lái)顯著影響。同時(shí)，產(chǎn)業(yè)發(fā)展又要求價(jià)格機(jī)制進(jìn)行相應(yīng)調(diào)整。始于20世紀(jì)80、90年代的電力體制改革的核心之一便是電價(jià)政策改革，以電價(jià)市場(chǎng)化改革支撐電力市場(chǎng)化發(fā)展［1-3］。

抽水蓄能技術(shù)成熟、經(jīng)濟(jì)性優(yōu)、具備大規(guī)模開發(fā)條件，是電力系統(tǒng)重要的綠色低碳清潔靈活調(diào)節(jié)電源，對(duì)保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行、促進(jìn)新能源大規(guī)模高質(zhì)量發(fā)展具有重要意義［4］。中國(guó)抽水蓄能產(chǎn)業(yè)發(fā)展始于20世紀(jì)60年代，雖較英國(guó)、美國(guó)、日本等國(guó)家起步晚，但發(fā)展迅速，目前已投運(yùn)及核準(zhǔn)在建規(guī)模均位居世界首位。抽水蓄能發(fā)展取得的成就與價(jià)格政策密切相關(guān)，總體來(lái)看，為適應(yīng)國(guó)家基本國(guó)情和抽水蓄能不同發(fā)展階段需要，多年來(lái)形成了單一電量電價(jià)、單一容量電價(jià)、租賃制、兩部制電價(jià)等多種價(jià)格機(jī)制。2021年，《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào)）［5］印發(fā)實(shí)施，自2023年起全部執(zhí)行兩部制電價(jià)，標(biāo)志著兩部制電價(jià)作為基本電價(jià)的確立，同時(shí)提出將以兩部制電價(jià)政策為主體，強(qiáng)化與電力市場(chǎng)建設(shè)發(fā)展的銜接，逐步推動(dòng)抽水蓄能電站進(jìn)入市場(chǎng)。

本文全面梳理國(guó)內(nèi)外抽水蓄能電站電價(jià)機(jī)制及優(yōu)缺點(diǎn)，總結(jié)提出了中國(guó)抽水蓄能價(jià)格機(jī)制演變的4個(gè)階段，定量分析了當(dāng)前兩部制電價(jià)對(duì)工商業(yè)用電價(jià)格的影響，并結(jié)合國(guó)外抽水蓄能市場(chǎng)化發(fā)展經(jīng)驗(yàn)，提出了抽水蓄能參與市場(chǎng)化應(yīng)具備的條件及潛在收益方式，科學(xué)研判當(dāng)前抽水蓄能市場(chǎng)化的可行性，提出了遠(yuǎn)近結(jié)合、分步推動(dòng)市場(chǎng)化的路徑建議。

1 抽水蓄能發(fā)展概況及價(jià)格機(jī)制演變

1.1 發(fā)展概況

中國(guó)抽水蓄能的發(fā)展始于20世紀(jì)60年代后期，河北崗南水庫(kù)電站、北京密云水庫(kù)白河電站兩座小型混合式抽水蓄能電站的投運(yùn)，拉開了中國(guó)抽水蓄能電站建設(shè)的序幕。但由于對(duì)抽水蓄能電站在電力系統(tǒng)中的作用認(rèn)識(shí)不足，80年代之前抽水蓄能發(fā)展較慢。改革開放以來(lái)，隨著經(jīng)濟(jì)社會(huì)的發(fā)展和電力系統(tǒng)峰谷差的增大，電網(wǎng)調(diào)峰矛盾日益突出。進(jìn)入21世紀(jì)后，風(fēng)電、光伏發(fā)電等新能源快速發(fā)展，建設(shè)抽水蓄能電站，對(duì)保障電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行和新能源大規(guī)模、高比例發(fā)展作用顯著［6］。截至2023年底，中國(guó)已投運(yùn)抽水蓄能5 094萬(wàn)kW/約4.1億kW·h，核準(zhǔn)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(zhǎng)龍山、陽(yáng)江等一批重點(diǎn)抽水蓄能電站的開發(fā)建設(shè)，抽水蓄能電站設(shè)計(jì)、施工和制造水平逐步成熟，建設(shè)管理體制、價(jià)格政策體系也逐步完善。特別是2002年電力體制改革以來(lái)，國(guó)家陸續(xù)頒布施行了一系列抽水蓄能產(chǎn)業(yè)發(fā)展相關(guān)的政策，探索建立并不斷完善了適合中國(guó)國(guó)情的抽水蓄能建設(shè)管理體制、投資運(yùn)營(yíng)模式、價(jià)格機(jī)制，推動(dòng)抽水蓄能健康有序發(fā)展。

1.2 抽水蓄能電站主要價(jià)格機(jī)制

抽水蓄能電站屬于高資本成本、低運(yùn)行成本（主要為抽發(fā)損耗）設(shè)施，價(jià)格機(jī)制對(duì)電站成本回收、合理收益獲取以及功能有效發(fā)揮影響顯著。目前，國(guó)內(nèi)外抽水蓄能電站主要價(jià)格機(jī)制（表1）包括以下幾種［5，7-8］：

（1） 單一電量電價(jià)。政府價(jià)格主管部門根據(jù)電站的全部成本（包括抽水電費(fèi)、合理利潤(rùn)以及依法計(jì)入的稅金），確定上網(wǎng)電價(jià)、抽水電價(jià)和年度上網(wǎng)電量，典型代表電站如國(guó)內(nèi)的響洪甸、溪口、回龍等抽水蓄能電站早期執(zhí)行該電價(jià)。

（2） 單一容量電價(jià)（租賃制）。抽水蓄能電站由所有權(quán)獨(dú)立的公司建造，電網(wǎng)公司向抽水蓄能電站支付租賃費(fèi)獲得電站使用權(quán)，租賃費(fèi)包括電站的總成本、稅金、投資回報(bào)等，計(jì)入電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)成本。2008年，中國(guó)將抽水蓄能電站“租賃費(fèi)”統(tǒng)一改為“容量電費(fèi)”。典型代表電站如日本部分獨(dú)立電源企業(yè)以及美國(guó)部分已實(shí)行“廠網(wǎng)分開”的地區(qū)建設(shè)的電站，以及中國(guó)的廣蓄二期、桐柏、泰安等電站（發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào)文前）。

（3） 兩部制電價(jià)。兩部制電價(jià)分為容量電價(jià)和電量電價(jià)，由政府價(jià)格主管部門核定。電量電價(jià)體現(xiàn)抽水蓄能電站提供調(diào)峰服務(wù)的價(jià)值，通過(guò)電量電價(jià)回收抽水、發(fā)電的運(yùn)行成本；容量電價(jià)體現(xiàn)抽水蓄能電站提供調(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動(dòng)等輔助服務(wù)的價(jià)值，通過(guò)容量電價(jià)回收抽發(fā)運(yùn)行成本外的其他成本并獲得合理收益。發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào)文［5］明確自2023年起我國(guó)抽水蓄能電站全部采用兩部制電價(jià)。

（4） 電網(wǎng)內(nèi)部結(jié)算。抽水蓄能電站由電網(wǎng)企業(yè)全資建設(shè)和管理，在企業(yè)內(nèi)部進(jìn)行核算，不再核定電價(jià)，電站的運(yùn)行成本以及合理回報(bào)等納入電網(wǎng)運(yùn)行費(fèi)，通過(guò)銷售電價(jià)回收成本。典型代表如日本電力公司、法國(guó)電力公司以及美國(guó)部分未實(shí)行“廠網(wǎng)分開”的地區(qū)，抽水蓄能電站作為電力公司內(nèi)部下屬單位，由電力公司統(tǒng)一建設(shè)、管理、考核和使用。

（5） 參與電力市場(chǎng)競(jìng)價(jià)。在電力市場(chǎng)較成熟的地區(qū)，抽水蓄能電站可參與電能量市場(chǎng)，通過(guò)“低買高賣”獲得收益，可參與AGC、常規(guī)備用的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)，提供響應(yīng)服務(wù)，獲得市場(chǎng)收益。另外，可將黑啟動(dòng)、緊急事故備用等服務(wù)出售給系統(tǒng)安全管理機(jī)構(gòu)，通過(guò)基于成本的費(fèi)率方式獲得費(fèi)用補(bǔ)償。典型代表主要有美國(guó)區(qū)域輸電組織（RTO）和獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)商（ISO）所覆蓋區(qū)域，以及德國(guó)、瑞士等歐盟地區(qū)。

1.3 中國(guó)抽水蓄能價(jià)格機(jī)制演變

為適應(yīng)不同發(fā)展階段需要，結(jié)合電力體制改革進(jìn)程，中國(guó)陸續(xù)出臺(tái)了《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于抽水蓄能電站建設(shè)管理有關(guān)問(wèn)題的通知》（發(fā)改能源〔2004〕71號(hào)）［9］、《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制有關(guān)問(wèn)題的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2014〕1763號(hào)）［10］和《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào)）［5］等抽水蓄能價(jià)格政策相關(guān)文件。據(jù)此可將抽水蓄能價(jià)格機(jī)制演變劃分為4個(gè)階段。

（1） 第一階段（2004年以前）。借鑒國(guó)外已有的電價(jià)與運(yùn)營(yíng)模式，探索適合中國(guó)國(guó)情的抽水蓄能經(jīng)營(yíng)模式。這一階段有電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營(yíng)、獨(dú)立經(jīng)營(yíng)等模式，有單一電量電價(jià)、租賃制等價(jià)格機(jī)制，投資主體有發(fā)電企業(yè)，也有電網(wǎng)企業(yè)。

（2） 第二階段（2004～2014年）。發(fā)改能源〔2004〕71號(hào)文［9］明確抽水蓄能電站原則上由電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)進(jìn)行建設(shè)和管理，其建設(shè)和運(yùn)行成本納入電網(wǎng)運(yùn)行費(fèi)用統(tǒng)一核定，實(shí)質(zhì)上通過(guò)電網(wǎng)購(gòu)銷價(jià)差進(jìn)行疏導(dǎo)。發(fā)電企業(yè)投資建設(shè)的抽水蓄能電站，要作為獨(dú)立電廠參與電力市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)。2007年，《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價(jià)問(wèn)題的通知》，明確了發(fā)改能源〔2004〕71號(hào)文件下發(fā)前審批但未定價(jià)的抽水蓄能電站，作為遺留問(wèn)題由電網(wǎng)企業(yè)租賃經(jīng)營(yíng)。這一階段新投運(yùn)電站主要采用單一容量電價(jià)機(jī)制（2008年租賃費(fèi)統(tǒng)一改為容量電費(fèi)），投資主體主要是電網(wǎng)企業(yè)。

（3） 第三階段（2014～2021年）。2014年發(fā)改價(jià)格〔2014〕1763號(hào)文［10］初步明確了兩部制電價(jià)機(jī)制，電站容量電費(fèi)和抽發(fā)損耗納入當(dāng)?shù)厥〖?jí)電網(wǎng)（或區(qū)域電網(wǎng)）運(yùn)行費(fèi)用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價(jià)調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。但在同步開展的輸配電價(jià)改革工作中，電站的成本費(fèi)用不得計(jì)入輸配電定價(jià)成本，無(wú)法通過(guò)輸配電價(jià)向用戶傳導(dǎo)成本，分?jǐn)偸鑼?dǎo)實(shí)質(zhì)“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(fā)展。

（4） 第四階段（2021年至今）。2021年4月，發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào)文［5］明確現(xiàn)階段堅(jiān)持并優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價(jià)政策，以競(jìng)爭(zhēng)性方式形成電量電價(jià)，將容量電價(jià)納入省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)回收，同時(shí)強(qiáng)化與電力市場(chǎng)建設(shè)發(fā)展的銜接。2023年《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2023〕526號(hào)）［11］明確容量費(fèi)用通過(guò)工商業(yè)用電的系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)進(jìn)行疏導(dǎo)，《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于抽水蓄能電站容量電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2023〕533號(hào)）［12］核定了在運(yùn)及2025年底前擬投運(yùn)的48座電站容量電價(jià)，這標(biāo)志著兩部制電價(jià)的落地。

2 現(xiàn)行兩部制電價(jià)機(jī)制分析

兩部制電價(jià)作為現(xiàn)階段中國(guó)抽水蓄能基本電價(jià)機(jī)制，一方面有效解決了成本疏導(dǎo)和投資回報(bào)不明確等核心問(wèn)題，為回收電站成本、獲取合理收益以及實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定運(yùn)營(yíng)提供了政策保障，充分調(diào)動(dòng)了投資主體開發(fā)建設(shè)、高效運(yùn)營(yíng)的積極性，也有助于引導(dǎo)抽水蓄能在促進(jìn)高比例清潔能源消納、保障大電網(wǎng)安全、應(yīng)對(duì)電網(wǎng)峰谷差等方面功能的充分發(fā)揮。另一方面，電站容量費(fèi)用通過(guò)工商業(yè)用電的系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)進(jìn)行疏導(dǎo)，可能會(huì)影響重點(diǎn)工商業(yè)用電及省內(nèi)平均用電價(jià)格水平，需統(tǒng)籌考慮多方面因素。

2.1 抽水蓄能容量費(fèi)用對(duì)工商業(yè)用電影響分析

發(fā)改價(jià)格〔2023〕526號(hào)文［11］明確工商業(yè)用戶用電價(jià)格由上網(wǎng)電價(jià)（P1）、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用（P2）、輸配電價(jià)（P3）、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用（P4）、政府性基金及附加（P5）共5部分組成。其中，系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用包括輔助服務(wù)費(fèi)用、抽水蓄能容量電費(fèi)等。因此，抽水蓄能的容量費(fèi)用會(huì)增加系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用P4，進(jìn)而影響用電價(jià)格；但從系統(tǒng)整體來(lái)看，抽水蓄能開發(fā)建設(shè)是滿足風(fēng)光新能源大規(guī)模發(fā)展對(duì)電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的需求，“新能源+抽水蓄能”是雙碳目標(biāo)下能源綠色轉(zhuǎn)型和經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展要求的一種重要電源組合方式，隨著新能源發(fā)展規(guī)模提升和技術(shù)進(jìn)步帶來(lái)的發(fā)電成本降低，有助于降低上網(wǎng)電價(jià)P1。本文以2022年為基準(zhǔn)年，結(jié)合2030年和2035年全社會(huì)及工商業(yè)用電量、抽水蓄能發(fā)展規(guī)模及容量電價(jià)水平、風(fēng)光新能源發(fā)展規(guī)模及成本水平等的預(yù)測(cè)，通過(guò)定量測(cè)算，宏觀研判抽水蓄能開發(fā)建設(shè)對(duì)2030年和2035年工商業(yè)用戶電價(jià)的影響。

2.1.1 計(jì)算邊界條件

2.1.1.1 現(xiàn)狀基準(zhǔn)年情況

根據(jù)發(fā)改價(jià)格〔2023〕533號(hào)［12］，2022年在運(yùn)及2025年底前擬投運(yùn)的48座抽水蓄能電站裝機(jī)Cp22=5 600萬(wàn)kW，總?cè)萘抠M(fèi)用Ep22=274億元，平均容量電價(jià)Pc=490元/kW；其中，即將新投運(yùn)的電站17座，平均容量電價(jià)565元/kW。

2022年風(fēng)電、光伏發(fā)電量分別為Gw22=8 935億kWh、Gs22=4 881億kWh，平均上網(wǎng)電價(jià)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(fā)展預(yù)測(cè)

（1） 抽水蓄能發(fā)展規(guī)模及容量電價(jià)。

根據(jù)《抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021～2035年）》［4］，考慮目前抽水蓄能已投運(yùn)及核準(zhǔn)在建規(guī)模，結(jié)合抽水蓄能發(fā)展需求研究成果，2030年、2035年抽水蓄能投產(chǎn)規(guī)模分別按Cp30=1.6億kW、Cp35=3.98億kW計(jì)。結(jié)合現(xiàn)狀平均容量電價(jià)及后續(xù)投產(chǎn)項(xiàng)目建設(shè)成本上升，2030年前、2031～2035年新增投產(chǎn)項(xiàng)目平均容量電價(jià)分別按ΔPc30=600元/kW、ΔPc35=650元/kW計(jì)。

（2） 全社會(huì)用電量及工商業(yè)用電量。根據(jù)舒印彪等［13］及中國(guó)能源學(xué)會(huì)、中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)［14］等研究成果，2030年、2035年全國(guó)全社會(huì)用電量分別為G30=11.8萬(wàn)億kWh、G35=13.5萬(wàn)億kWh，在當(dāng)前工商業(yè)用電占比約65%基礎(chǔ)上，2030年、2035年全國(guó)工商業(yè)用電量占比70%測(cè)算，分別為Gc30=8.6萬(wàn)億kWh、Gc35=10.13億kWh。

（3） 風(fēng)光新能源發(fā)電量及成本。

根據(jù)水電水利規(guī)劃設(shè)計(jì)總院等研究成果，2030年、2035年風(fēng)電發(fā)電量分別為Gw30=2.03萬(wàn)億kWh、Gw35=2.95萬(wàn)億kWh，單位發(fā)電成本Pw30=0.227 3元/kWh、Pw35=0.204 6元/kWh。2030年、2035年光伏發(fā)電量分別為Gs30=1.56萬(wàn)億kWh、Gs35=2.18萬(wàn)億kWh。發(fā)電成本Ps30=0.240 5元/kWh、Ps35=0.216 4元/kWh。

2.1.2 計(jì)算方法與結(jié)果分析

（1） 抽水蓄能電站容量費(fèi)用。

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

（2） 風(fēng)光新能源成本降價(jià)空間。

風(fēng)光新能源發(fā)展及成本降低，為上網(wǎng)電價(jià)提供降價(jià)空間。假定2030年前、2030～2035年新增風(fēng)光新能源均勻投產(chǎn)，成本均勻下降，且不考慮已投產(chǎn)的新能源電價(jià)退坡，則2030年、2035年由風(fēng)光新能源帶來(lái)的上網(wǎng)電價(jià)降價(jià)空間如公式（3）、（4）所示。

根據(jù)公式（3）和（4）可計(jì)算得，2030年和2035年風(fēng)電和光伏發(fā)電發(fā)展帶來(lái)的上網(wǎng)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(duì)工商業(yè)用戶電價(jià)的影響。

假定風(fēng)光新能源成本下降中的50%用于工商業(yè)上網(wǎng)電價(jià)下降，考慮抽水蓄能容量費(fèi)用分?jǐn)偤笙到y(tǒng)運(yùn)行費(fèi)增加和風(fēng)光新能源帶動(dòng)上網(wǎng)電價(jià)下降兩個(gè)因素，2030年、2035年對(duì)工商業(yè)用電終端單位度電成本的影響如公式（5）所示。

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

綜合來(lái)看，抽水蓄能開發(fā)建設(shè)及其容量費(fèi)用分?jǐn)偸鑼?dǎo)會(huì)在一定程度上提升系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)（P4），但同時(shí)抽水蓄能支撐了風(fēng)光新能源大規(guī)模高比例發(fā)展，新能源成本下降帶來(lái)的上網(wǎng)電價(jià)（P1）降價(jià)空間可以抵消部分增加的系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，最終對(duì)工商業(yè)用電終端電價(jià)的影響并不顯著。此外，隨著電力市場(chǎng)改革的深入和市場(chǎng)化交易機(jī)制的不斷完善，抽水蓄能開發(fā)建設(shè)將支撐更多新能源電量參與市場(chǎng)交易，推動(dòng)總體交易電價(jià)下降，抽水蓄能逐步走向市場(chǎng)化也有助于減少需分?jǐn)偸鑼?dǎo)至系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)的容量費(fèi)用，這些因素也有助于降低抽水蓄能容量費(fèi)用對(duì)終端用電價(jià)格的影響。

2.2 現(xiàn)行兩部制電價(jià)機(jī)制的問(wèn)題與不足

（1） 有多個(gè)服務(wù)對(duì)象的電站容量費(fèi)用分?jǐn)倷C(jī)制尚不健全。發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào)文［5］提出了要完善容量電費(fèi)在多個(gè)省級(jí)電網(wǎng)間、特定電源和電力系統(tǒng)間的分?jǐn)偡绞剑壳爸饕窃瓌t性規(guī)定，未落實(shí)具體分?jǐn)偧?xì)則。部分服務(wù)區(qū)域電網(wǎng)的電站容量費(fèi)用分?jǐn)傇谑￠g分歧較大，至今仍未完全落實(shí)；服務(wù)特定電源和服務(wù)電力系統(tǒng)的電站目前完全按照容量比例進(jìn)行費(fèi)用分?jǐn)偅纯紤]電站服務(wù)對(duì)象的不同帶來(lái)的效益差異。

（2） 現(xiàn)行電價(jià)機(jī)制難以實(shí)現(xiàn)對(duì)電站投資建設(shè)管理和功能發(fā)揮的引導(dǎo)約束激勵(lì)。中國(guó)華東、西北、華北、南方等不同區(qū)域間抽水蓄能電站建設(shè)條件不同、投資成本差異明顯，并且電站保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行、促進(jìn)新能源消納等不同的功能定位也各有差異，但目前對(duì)每個(gè)電站單獨(dú)核定容量電價(jià)，未考慮電站不同功能作用和不同區(qū)域抽水蓄能資源稟賦差異，不利于引導(dǎo)投資主體對(duì)標(biāo)行業(yè)先進(jìn)水平、加強(qiáng)工程建設(shè)管理和科技創(chuàng)新，不利于行業(yè)整體的降本增效。

（3） “新能源+抽水蓄能”等創(chuàng)新發(fā)展模式下電站的定價(jià)機(jī)制仍有待完善。發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào)文［5］提出容量電費(fèi)按容量比例在特定電源和電力系統(tǒng)之間進(jìn)行分?jǐn)偅囟娫磻?yīng)分?jǐn)偟娜萘侩娰M(fèi)由相關(guān)受益主體承擔(dān)，但“新能源+抽水蓄能”作為一組電源參與電力市場(chǎng)的電價(jià)機(jī)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(shí)證，且在實(shí)踐中抽水蓄能電站由電網(wǎng)調(diào)度、新能源企業(yè)統(tǒng)一調(diào)度等不同情況下對(duì)電站定價(jià)也會(huì)有影響。

（4） 輔助服務(wù)效益難以準(zhǔn)確計(jì)量。發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào)文［5］提出要加快確定抽水蓄能電站獨(dú)立市場(chǎng)主體地位，推動(dòng)電站平等參與輔助服務(wù)市場(chǎng)或輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制，但抽水蓄能的輔助服務(wù)效益特別是調(diào)頻、調(diào)相、事故備用等功能難以在輔助服務(wù)市場(chǎng)中準(zhǔn)確量化，雖然目前的兩部制電價(jià)中容量電價(jià)部分體現(xiàn)了調(diào)頻、調(diào)相、事故備用等輔助服務(wù)價(jià)值，但是這種“打捆定價(jià)”方式，難以對(duì)其準(zhǔn)確量化體現(xiàn)。

3 抽水蓄能電價(jià)機(jī)制完善和市場(chǎng)化展望

科學(xué)的價(jià)格機(jī)制既要能夠合理彌補(bǔ)成本，同時(shí)又要具備有效的信號(hào)引導(dǎo)作用。現(xiàn)階段抽水蓄能的兩部制電價(jià)及容量費(fèi)用分?jǐn)偸鑼?dǎo)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(duì)工商業(yè)用戶用電成本影響總體平穩(wěn)。但從國(guó)家推動(dòng)價(jià)格機(jī)制改革方向看，由政府逐一核定每個(gè)電站容量電價(jià)（即“一站一核”）的方式只是過(guò)渡方式，未來(lái)隨著抽水蓄能大規(guī)模發(fā)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(yù)期（資本金內(nèi)部收益率6.5%）也不利于發(fā)揮市場(chǎng)機(jī)制和價(jià)格信號(hào)的引導(dǎo)作用，核定過(guò)低會(huì)導(dǎo)致補(bǔ)償力度不夠，難以激勵(lì)容量電源投資甚至無(wú)法滿足電力系統(tǒng)需求；核定過(guò)高則會(huì)帶來(lái)資源浪費(fèi)的風(fēng)險(xiǎn)。發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào)文［5］提出要逐步推動(dòng)抽水蓄能電站進(jìn)入市場(chǎng)，充分發(fā)揮電價(jià)信號(hào)作用，調(diào)動(dòng)各方面積極性。市場(chǎng)化是抽水蓄能未來(lái)高質(zhì)量發(fā)展的必然趨勢(shì)，但是推動(dòng)抽水蓄能市場(chǎng)化不是一蹴而就的，應(yīng)根據(jù)電力市場(chǎng)建設(shè)發(fā)展進(jìn)程，在保障成本回收和合理收益預(yù)期、確保行業(yè)發(fā)展平穩(wěn)有序的前提下，有計(jì)劃、分步驟地推動(dòng)實(shí)施。

3.1 國(guó)外抽水蓄能市場(chǎng)化實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)

根據(jù)表1，國(guó)外抽水蓄能電站電價(jià)機(jī)制主要有內(nèi)部核算制、租賃制及參與市場(chǎng)競(jìng)價(jià)等形式。總體來(lái)看，絕大多數(shù)抽水蓄能電站定價(jià)機(jī)制仍處于不同程度的政府管制之下，其原因主要在于：競(jìng)爭(zhēng)性的電力市場(chǎng)將引導(dǎo)市場(chǎng)價(jià)格逼近短期邊際成本，對(duì)于抽水蓄能這種高資本成本、低運(yùn)營(yíng)成本的設(shè)施非常不利，僅通過(guò)電能量市場(chǎng)難以完全回收成本，且抽水蓄能電站的價(jià)值在輔助服務(wù)市場(chǎng)中難以充分的量化體現(xiàn)。目前，國(guó)外約85%的電站采用電網(wǎng)內(nèi)部核算制或租賃制，僅有約15%的電站通過(guò)參與市場(chǎng)進(jìn)行成本回收、獲取收益，主要代表是歐盟部分國(guó)家和美國(guó)部分市場(chǎng)化改革的州［15］。

歐盟在電力市場(chǎng)化改革推進(jìn)中，逐漸形成了相對(duì)成熟的電能量市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)，部分國(guó)家如意大利、法國(guó)等還建立了容量市場(chǎng)。美國(guó)由于聯(lián)邦體制，各州電力市場(chǎng)的設(shè)計(jì)方案、規(guī)則及改革進(jìn)度各不相同，加州、紐約州等23個(gè)州（含華盛頓特區(qū)）開展了電力系統(tǒng)市場(chǎng)化改革，通過(guò)市場(chǎng)機(jī)制配置電力資源。在歐盟、美國(guó)部分州等市場(chǎng)化程度較高的電力市場(chǎng)中，抽水蓄能作為獨(dú)立主體參與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)，其收益的主要來(lái)源一是參與輔助服務(wù)市場(chǎng)，通過(guò)為電網(wǎng)提供平衡服務(wù)獲取收益；二是參與電能量市場(chǎng)，通過(guò)削峰填谷，平衡新能源的波動(dòng)性，利用現(xiàn)貨市場(chǎng)峰谷價(jià)差獲取收益；此外，在歐盟等個(gè)別有容量市場(chǎng)的國(guó)家，通過(guò)為系統(tǒng)提供備用容量服務(wù)獲取收益［16-17］。例如，美國(guó)加州Helms抽水蓄能電站參與加州輔助服務(wù)市場(chǎng)，其輔助服務(wù)收入占總收入的60%，電站啟動(dòng)次數(shù)也較市場(chǎng)化前增加。奧地利Pfenningberg抽水蓄能電站則以參與平衡容量競(jìng)標(biāo)、峰谷套利作為主要收入來(lái)源［18］。

從國(guó)外電力市場(chǎng)化改革國(guó)家或地區(qū)的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)來(lái)看，抽水蓄能電站能夠以獨(dú)立個(gè)體參與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)并實(shí)現(xiàn)生存的電力市場(chǎng)環(huán)境，至少包括以下兩個(gè)必備要素：一是運(yùn)行良好的現(xiàn)貨市場(chǎng)，能夠提供峰谷套利機(jī)會(huì)；二是完善的輔助服務(wù)市場(chǎng)，保證抽水蓄能輔助服務(wù)價(jià)值得到合理的體現(xiàn)。

3.2 現(xiàn)階段中國(guó)抽水蓄能市場(chǎng)化的可行性分析

隨著電力體制改革的深入推進(jìn)，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(lì)市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)，我國(guó)電力市場(chǎng)基本形成以中長(zhǎng)期交易為主、現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)補(bǔ)充、輔助服務(wù)市場(chǎng)（補(bǔ)償機(jī)制）有序推進(jìn)的總體格局。但同時(shí)當(dāng)前帶有分時(shí)價(jià)格信號(hào)的現(xiàn)貨市場(chǎng)尚未普及，輔助服務(wù)市場(chǎng)建設(shè)尚處于起步階段，輔助服務(wù)品種尚待完善。在當(dāng)前市場(chǎng)環(huán)境下，還不具備將抽水蓄能直接推向電力市場(chǎng)的條件。

現(xiàn)貨市場(chǎng)方面，《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》（發(fā)改委價(jià)格〔2021〕1093號(hào)）發(fā)布后各省陸續(xù)出臺(tái)了峰谷分時(shí)電價(jià)的規(guī)定。馬良［19］等統(tǒng)計(jì)了現(xiàn)階段我國(guó)制定了峰谷分時(shí)電價(jià)的17個(gè)省市峰谷電價(jià)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(guó)32個(gè)省（自治區(qū)、直轄市，內(nèi)蒙古分蒙東和蒙西）的煤電基準(zhǔn)電價(jià)，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(jù)此開展了現(xiàn)貨市場(chǎng)下抽水蓄能電站電量收益測(cè)算分析，按照3種峰谷電價(jià)比例（3.0，3.5，4.0）、3種煤電基準(zhǔn)電價(jià)（0.35，0.4，0.45元/kWh）形成的9種組合（可基本涵蓋我國(guó)大多數(shù)省市的電價(jià)情況），結(jié)合現(xiàn)階段華中、華東和華北等區(qū)域抽水蓄能電站的典型抽水發(fā)電運(yùn)行過(guò)程（年抽水發(fā)電利用小時(shí)數(shù)2 800 h，日抽水利用小時(shí)數(shù)4.9 h，發(fā)電利用小時(shí)數(shù)4 h），測(cè)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(wù)方面，《國(guó)家能源局關(guān)于印發(fā)lt;電力輔助服務(wù)管理辦法gt;的通知》（國(guó)能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕61號(hào)）中明確電力輔助服務(wù)主要包括調(diào)頻、調(diào)峰、備用、調(diào)相、黑啟動(dòng)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(wù)，在相關(guān)區(qū)域制定的電力并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則、電力輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則中也對(duì)抽水蓄能獲得部分考核收入做出了規(guī)定，但目前實(shí)際上抽水蓄能輔助服務(wù)收入占比很低。根據(jù)國(guó)家能源局2023年第三季度例行新聞發(fā)布會(huì)公布的數(shù)據(jù)，截至2023年6月底，全國(guó)發(fā)電裝機(jī)容量約27.1億kW，其中參與電力輔助服務(wù)的裝機(jī)約20億kW。2023年上半年，全國(guó)電力輔助服務(wù)費(fèi)用共278億元，占上網(wǎng)電費(fèi)1.9%。從結(jié)構(gòu)上看，市場(chǎng)化補(bǔ)償費(fèi)用204億元，固定補(bǔ)償費(fèi)用74億元。從類型上看，調(diào)峰補(bǔ)償167億元，調(diào)頻補(bǔ)償54億元，備用補(bǔ)償45億元。假定抽水蓄能電站所能分得的輔助服務(wù)補(bǔ)償與其容量占比成正比，則按照2023年上半年數(shù)據(jù)進(jìn)行測(cè)算，120萬(wàn)kW抽水蓄能電站全年輔助服務(wù)補(bǔ)償收入約為3 300萬(wàn)元。

電力中長(zhǎng)期交易方面，根據(jù)《電力中長(zhǎng)期交易基本規(guī)則》，現(xiàn)階段中長(zhǎng)期交易主要開展電能量交易，靈活開展發(fā)電權(quán)交易、合同轉(zhuǎn)讓交易，根據(jù)市場(chǎng)發(fā)展需要開展輸電權(quán)、容量等交易。目前抽水蓄能主要在部分現(xiàn)貨市場(chǎng)參與電能量交易，幾乎未參與中長(zhǎng)期交易。

綜上，按照目前參與現(xiàn)貨市場(chǎng)收益加上輔助服務(wù)補(bǔ)償收入，120萬(wàn)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(fèi)用的52%～71%（平均容量電價(jià)565元/kW，年容量費(fèi)用6.78億元），與按照現(xiàn)行兩部制電價(jià)核定的容量費(fèi)用相比仍有較大的缺口。綜合分析研判，當(dāng)前的市場(chǎng)環(huán)境暫不具備推動(dòng)抽水蓄能完全市場(chǎng)化的條件。

3.3 抽水蓄能電價(jià)機(jī)制改革及市場(chǎng)化發(fā)展建議

近中期電力市場(chǎng)尚未完全建成前，建議仍然采用兩部制電價(jià)，并可參考煤電容量電價(jià)機(jī)制，將抽水蓄能目前“一站一核”的容量電價(jià)機(jī)制進(jìn)一步完善為建立分區(qū)域、分調(diào)節(jié)性能抽水蓄能標(biāo)桿容量電價(jià)機(jī)制。具體來(lái)看，我國(guó)不同地區(qū)抽水蓄能發(fā)展需求（規(guī)模、日/周調(diào)節(jié)能力）、電價(jià)承受能力不同，資源稟賦及其帶來(lái)的電站固定成本也存在較大差異，不具備實(shí)行全國(guó)統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)的條件。但在同一區(qū)域（統(tǒng)籌考慮行政區(qū)域和地質(zhì)構(gòu)造區(qū)域），通過(guò)發(fā)展需求規(guī)模引導(dǎo)和項(xiàng)目布局優(yōu)化后，綜合考慮區(qū)域內(nèi)各電站容量費(fèi)用，取中位值、平均值或其他某一特定值作為標(biāo)桿容量電價(jià)，能鼓勵(lì)投資主體選擇建設(shè)條件優(yōu)、工程造價(jià)低的站點(diǎn)資源，并引導(dǎo)合理投資、加強(qiáng)工程建設(shè)管理和技術(shù)進(jìn)步創(chuàng)新，以獲取更大收益。在此基礎(chǔ)上，隨不同監(jiān)管周期對(duì)標(biāo)桿容量電價(jià)進(jìn)行滾動(dòng)調(diào)整，引導(dǎo)電站實(shí)現(xiàn)降本增效。

中遠(yuǎn)期隨著電力市場(chǎng)化改革推進(jìn)，建議從“電能量市場(chǎng)+輔助服務(wù)市場(chǎng)+中長(zhǎng)期市場(chǎng)+容量市場(chǎng)”四位一體統(tǒng)籌推進(jìn)，建立健全抽水蓄能市場(chǎng)化交易機(jī)制，以“固定采購(gòu)+市場(chǎng)競(jìng)價(jià)”等多渠道方式保障抽水蓄能成本回收和合理收益。具體來(lái)看：① 推動(dòng)形成運(yùn)行良好的電能量市場(chǎng)，發(fā)揮現(xiàn)貨市場(chǎng)在電量電價(jià)形成中的作用，允許抽水蓄能參與現(xiàn)貨交易，并通過(guò)峰谷價(jià)差套利。② 完善輔助服務(wù)市場(chǎng)，結(jié)合《國(guó)家發(fā)展改革委 國(guó)家能源局關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場(chǎng)價(jià)格機(jī)制的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2024〕196號(hào)）［20］總體要求，不斷完善輔助服務(wù)價(jià)格政策和交易規(guī)則，制定符合市場(chǎng)化改革方向的輔助服務(wù)定性定量耦合評(píng)價(jià)體系，推動(dòng)抽水蓄能公平參與輔助服務(wù)市場(chǎng)，并設(shè)計(jì)差異化交易品種，使其輔助服務(wù)價(jià)值得到科學(xué)合理的體現(xiàn)。③ 完善抽水蓄能參與中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易機(jī)制模式。考慮到我國(guó)基本國(guó)情，現(xiàn)貨市場(chǎng)中電能量交易和輔助服務(wù)交易設(shè)置的價(jià)格限制不會(huì)完全解除且價(jià)格上限不會(huì)過(guò)高，可能會(huì)影響抽水蓄能電站通過(guò)市場(chǎng)競(jìng)價(jià)獲利，有必要探索完善中長(zhǎng)期交易機(jī)制，鼓勵(lì)抽水蓄能作為新型主體參與省內(nèi)或跨省區(qū)分時(shí)段中長(zhǎng)期交易，解決新能源波動(dòng)性、隨機(jī)性和間歇性問(wèn)題。④ 推進(jìn)電力容量市場(chǎng)建設(shè)，在雙碳背景下，隨著經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展，抽水蓄能除在電力系統(tǒng)中發(fā)揮靈活調(diào)節(jié)性能外，還將成為除常規(guī)水電、火電和核電以外系統(tǒng)重要的容量支撐電源，需完善容量補(bǔ)償機(jī)制，推進(jìn)建設(shè)容量市場(chǎng)，從中長(zhǎng)期角度保障電力系統(tǒng)發(fā)電容量的充裕性，鼓勵(lì)引導(dǎo)抽水蓄能電站的投資建設(shè)。隨著電力市場(chǎng)的成熟和上述抽水蓄能市場(chǎng)交易機(jī)制的完善，可按照“誰(shuí)受益、誰(shuí)承擔(dān)”的原則，和“固定采購(gòu)+市場(chǎng)競(jìng)價(jià)”的方式，部分費(fèi)用通過(guò)與電力交易或調(diào)度機(jī)構(gòu)簽訂長(zhǎng)期固定合同得到保障，對(duì)提供事故備用、黑啟動(dòng)、無(wú)功平衡等難以進(jìn)行準(zhǔn)確計(jì)量的為系統(tǒng)提供效益的輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用，通過(guò)輸配電價(jià)疏導(dǎo)；部分費(fèi)用通過(guò)參與電能量市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)獲得。

4 結(jié)論與建議

抽水蓄能是電力系統(tǒng)重要的清潔低碳靈活調(diào)節(jié)電源，是建設(shè)新型能源體系、構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的重要支撐。在外部形勢(shì)下，價(jià)格機(jī)制對(duì)于抽水蓄能行業(yè)發(fā)展具有顯著影響，科學(xué)合理的價(jià)格機(jī)制要能夠保障成本回收與合理收益，同時(shí)也應(yīng)具備有效的信號(hào)引導(dǎo)作用。

（1） 本文梳理了國(guó)內(nèi)外常見的抽水蓄能價(jià)格機(jī)制，提出了中國(guó)抽水蓄能價(jià)格政策演變的4個(gè)階段，以及各階段相應(yīng)的特點(diǎn)。總體來(lái)看，各階段價(jià)格政策適應(yīng)當(dāng)時(shí)經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展水平，并隨著電力體制改革和市場(chǎng)化改革推進(jìn)而逐步完善。

（2） 現(xiàn)行兩部制電價(jià)機(jī)制及分?jǐn)偸鑼?dǎo)有關(guān)規(guī)定，能夠保障電站成本回收、獲得合理收益，并引導(dǎo)抽水蓄能功能的發(fā)揮。抽水蓄能容量費(fèi)用的分?jǐn)偸鑼?dǎo)會(huì)提高工商業(yè)用電的系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)，但隨著系統(tǒng)中新能源規(guī)模提升和發(fā)電成本降低，“抽水蓄能+新能源”的系統(tǒng)綜合成本仍具有一定競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)。本文提出了一種定量計(jì)算評(píng)價(jià)方法。結(jié)果顯示，考慮新能源降價(jià)情形下，2030年和2035年樂(lè)觀預(yù)期下抽水蓄能發(fā)展規(guī)模對(duì)應(yīng)的容量費(fèi)用疏導(dǎo)對(duì)工商業(yè)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(guó)外絕大多數(shù)抽水蓄能電站的價(jià)格機(jī)制仍處于不同程度的政府定價(jià)或影響階段，完全參與電力市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)的電站占比并不高。綜合來(lái)看，這類抽水蓄能電站收益獲取方式主要有電能量市場(chǎng)峰谷價(jià)差套利、輔助服務(wù)市場(chǎng)提供輔助服務(wù)獲益，以及在容量市場(chǎng)中提供備用容量獲取收入。從國(guó)外實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)來(lái)看，抽水蓄能電站能夠以獨(dú)立個(gè)體參與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)并實(shí)現(xiàn)生存的電力市場(chǎng)環(huán)境的前提是至少應(yīng)確保良好運(yùn)行的電能量市場(chǎng)和完善的輔助服務(wù)市場(chǎng)的存在。

（4） 中國(guó)當(dāng)前的市場(chǎng)環(huán)境及政策下，還不具備直接將抽水蓄能電站完全推向市場(chǎng)的條件。建議銜接電力市場(chǎng)化改革進(jìn)程，按照“近中期”和“中遠(yuǎn)期”分類施策，有計(jì)劃、分步驟推動(dòng)抽水蓄能電價(jià)機(jī)制改革和市場(chǎng)化發(fā)展。近中期通過(guò)建立健全抽水蓄能標(biāo)桿容量電價(jià)，引導(dǎo)行業(yè)整體降本增效與技術(shù)進(jìn)步；中遠(yuǎn)期隨著電能量市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)、中長(zhǎng)期市場(chǎng)和容量市場(chǎng)等的不斷完善，以“固定采購(gòu)+市場(chǎng)競(jìng)價(jià)”的方式推動(dòng)抽水蓄能市場(chǎng)化交易，保障行業(yè)平穩(wěn)有序可持續(xù)發(fā)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(xiàng)目：中國(guó)水力發(fā)電工程學(xué)會(huì)“青年人才托舉工程”項(xiàng)目（ZYGN-KT2303-003）；2022年中國(guó)電建集團(tuán)科技項(xiàng)目（DJ-ZDXM-2022-06）

作者簡(jiǎn)介：崔正輝，男，高級(jí)工程師，博士，主要從事水電、抽水蓄能規(guī)劃工作。E-mail：cuizh@creei.cn

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

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