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摘要：我國抽水蓄能產(chǎn)業(yè)規(guī)模迅速擴大，現(xiàn)階段“一站一核”的核價機制將面臨較大困難，同時固定收益率“報 銷式”核價不利于發(fā)揮價格信號的引導作用。考慮從鼓勵先進、降低價格管理成本、反映電站性能價值、與電 力市場的合理有效銜接、穩(wěn)定投資主體收益預期等方面完善電價機制。本文基于抽水蓄能資源分布、單位投資 造價和山川地理位置的關(guān)系，在山川地理資源分區(qū)的基礎(chǔ)上，按照“同山同價、就近就低、集中連片、區(qū)域統(tǒng)籌”的原則分析行政區(qū)域資源分區(qū)。結(jié)果表明，我國各?。ㄊ小^(qū)）抽水蓄能可以劃分四個資源分區(qū)，大部分省份 在一個分區(qū)內(nèi)，少部分省份有兩個資源分區(qū)，形成了抽水蓄能電站區(qū)域標桿容量電價的研究成果，并在區(qū)域標 桿容量電價的基礎(chǔ)上提出兩種和電力市場相銜接的方式，為抽水蓄能價格政策完善提供參考。
關(guān)鍵詞：抽水蓄能；標桿容量電價；資源分區(qū)；差價合約；價格政策
中圖分類號：TV743 文獻標識碼：A 學科代碼：570.70 DOI：10.3969/j.issn.2096-093X.2025.01.007
0 引言
截至2023年底，我國投運抽水蓄能5094萬kW，核準在建約1.8億kW，產(chǎn)業(yè)規(guī)模迅速擴大。目前我國抽水蓄能以兩部制電價政策為主體，以競爭性方式形成電量電價，對標行業(yè)先進水平合理核定容量電價，將容量電價納入輸配電價回收，建立適應電力市場建設(shè)發(fā)展和產(chǎn)業(yè)發(fā)展需要的調(diào)整機制[1～3]。
隨著產(chǎn)業(yè)規(guī)模擴大，現(xiàn)階段“一站一核”的方式將面臨較大困難，同時固定收益率“報銷式”核價不利于發(fā)揮價格信號的引導作用。抽水蓄能價格政策走向成為行業(yè)的關(guān)注重點，深刻影響著投資者的決策和行業(yè)健康發(fā)展。我國電力市場還處于建設(shè)完善階段，抽水蓄能作為具有“源、荷、儲”特殊性質(zhì)的電源，宜經(jīng)過充分探索后，穩(wěn)步走向市場化。從國外成熟電力市場抽水蓄能電價政策來看，固定收入仍然是抽水蓄能的主要來源，峰谷差價和輔助服務收入占比偏小[4]。
本文在基于山川地理的抽水蓄能資源分區(qū)的基礎(chǔ)上，考慮合理引導投資、激勵成本節(jié)約、保障政策延續(xù)性、逐步與電力市場穩(wěn)妥銜接等方面，對抽水蓄能電價政策走向及市場 化發(fā)展進行了探討，提出了“標桿容量電價+市場化發(fā)展”的政策完善思路。
1 國內(nèi)外電價機制經(jīng)驗
美國大部分抽水蓄能電站由電網(wǎng)公司建設(shè)和經(jīng)營，電網(wǎng)統(tǒng)一核算，直接參與電力市場的較少。日本抽水蓄能電站主要采用租賃制和內(nèi)部核算制，即固定收入模式。英國專門制定抽水蓄能的電價機制，明確抽水蓄能電站收入包括固定收入（約占總收入70%～80%）與變動收入（約占總收入20%～30%）兩部分，相當于一種兩部制電價。歐盟抽水蓄能電站一般作為獨立市場成員，參與市場競爭[5]。
國際抽水蓄能電價機制發(fā)展為我國抽水蓄能電價機制完善提供了以下啟示：
（1）國外擁有成熟電力市場的國家，大部分國家制定了單獨的抽水蓄能電價機制，依舊有80%以上抽水蓄能電站采用“固定收入”的模式，不參與市場競爭。
（2）抽水蓄能電站具備獨立參與市場競爭實現(xiàn)生存的基礎(chǔ)條件包含兩個方面[6]，一是運行良好的現(xiàn)貨市場，能夠提供足夠深度的峰谷套利；二是完善的輔助服務市場，使得抽水蓄能電站提供輔助服務的價值得到合理的體現(xiàn)。
（3）國外已投運抽水蓄能電站大規(guī)模建設(shè)并不是在風光大規(guī)模高比例發(fā)展的時代，絕大多數(shù)運行期也已達30年以上，其建設(shè)背景、運行階段等與我國差異巨大。
我國電力市場建設(shè)加速推進，為抽水蓄能銜接市場創(chuàng)造了條件。帶有分時價格信號的現(xiàn)貨市場正在普及，抽水蓄能已在山西、山東、廣東等省參與現(xiàn)貨市場，峰谷價差信號尚不夠明顯。輔助服務市場建設(shè)已經(jīng)起步[7]，但輔助服務市場規(guī)模相對有限，輔助服務品種尚不完善。目前我國電力市場已具備抽水蓄能初步銜接市場的條件，但尚不能滿足抽水蓄能電站獨立生存條件，需要制定單獨的抽水蓄能電站電價機制，在市場完全成熟之前給予一定的政策保障。
2 電價機制完善主要原則
根據(jù)存在的問題，現(xiàn)行價格機制局部完善主要考慮以下幾點原則。
（1）體現(xiàn)鼓勵先進，固定收益率“報銷式”核價，不利于激勵投資主體自主尋求優(yōu)化設(shè)計、節(jié)約投資，不利于推動管理水平提高、推動施工技術(shù)和建設(shè)水平提高。
（2）降低價格管理成本，按目前核準項目順利建設(shè)預計，第四監(jiān)管周期、第五監(jiān)管周期、第六監(jiān)管周期投產(chǎn)電站數(shù)量達到百座，成本監(jiān)審工作量大。
（3）反應電站性能價值，目前電價機制未能合理反映出不同抽水蓄能電站發(fā)揮的作用，比如不同連續(xù)滿發(fā)小時數(shù)。
（4）與電力市場的合理有效銜接。
（5）穩(wěn)定投資主體收益預期，抽水蓄能投資規(guī)模大、建設(shè)周期長，投資決策必須建立在穩(wěn)定的預期基礎(chǔ)上。
3 抽水蓄能資源特點
3.1 成本結(jié)構(gòu)變化趨勢
抽水蓄能電站工程總投資由土建工程投資（包括施工輔助工程、建筑工程），設(shè)備及安裝工程投資（包括機電設(shè)備及安裝工程、金屬結(jié)構(gòu)設(shè)備及安裝工程），環(huán)境保護和水土保持專項工程投資，建設(shè)征地及移民安置補償費用，獨立費用，預備費（包括基本預備費、價差預備費），以及建設(shè)期利息等。根據(jù)我國可再生能源定額站對“十五”至“十三五”期間、2021～2022年工程綜合統(tǒng)計數(shù)據(jù)，各部分投資占比情況如表1所示[8]。
從表1可以看出，電站土建工程投資呈上升趨勢；得益于我國機電設(shè)備水平不斷提升，設(shè)備及安裝工程投資占比下降；近年來環(huán)境保護要求日益提高，環(huán)境保護和水土保持專項工程投資占比略有上升；獨立費和預備費占比略有上升；利率水平不斷下降的情況下，建設(shè)期利息占比有所下降。成本結(jié)構(gòu)變化趨勢是合理的。
3.2 資源空間分布
3.2.1 資源分區(qū)
資源條件對于抽水蓄能電站的選址和建設(shè)具有重大影響，需要綜合考慮各地區(qū)地形地貌、成庫條件、距高比、水頭、區(qū)域地質(zhì)和環(huán)境影響等因素。從全國大的區(qū)域來看，浙閩、兩廣抽水蓄能資源豐富，造價較低。向北至湖南、湖北、江西建設(shè)條件略有下降。再向北至冀、魯、豫等省份，地形地質(zhì)條件變差，補水費用增加，建設(shè)成本有所增高。東北的情況和華北較為相似。西北阿爾金—祁連山脈，天山山脈等地，山脈之外大多地勢平緩，抽水蓄能站點一般布局在山前，建設(shè)成本較高?？傮w而言，同一片山脈區(qū)域抽水蓄能資源站點建設(shè)條件具有相似性。
韓冬等對我國抽水蓄能站點資源評價及分布進行了研究，根據(jù)抽水蓄能平均造價對各地級市資源稟賦按5級進行了分級量化，初步表明抽水蓄能電站具備執(zhí)行標桿電價的條件，但是按地級市劃分的資源分區(qū)較復雜，分區(qū)難連成片，不利于政策執(zhí)行[9]。從鼓勵先進、降低價格管理成本考慮，本文進一步研究了全國劃分3～5個資源區(qū)、每個省盡量一個資源區(qū)的可行性。標桿容量電價的基礎(chǔ)是合理可行的資源分區(qū)。對全國各地區(qū)500多個正在開展前期工作的抽水蓄能電站單位千瓦投資進行統(tǒng)計，單位千瓦投資范圍主要在4800～7000元/kW，不同單位千瓦投資區(qū)間抽水蓄能數(shù)量比例如圖1所示。
圖1 不同單位千瓦投資區(qū)間抽水蓄能數(shù)量比例（單位：元/kW）
Figure 1 Proportion of pumped storage in different kilowatt
從圖1可以看出，目前有部分抽水蓄能電站單位千瓦投資小于5000元/kW，大部分在5000～5500元/kW和5500～6000元/kW內(nèi)。因此本次，我們以500元/kW為間隔，將全國抽水蓄能建設(shè)條件分為4類資源區(qū)（見表2）。
3.2.2 地理山川資源區(qū)
抽水蓄能電站需要地形高差，將各抽水蓄能站點疊在山脈地形圖上，根據(jù)逐個統(tǒng)計比較，各山脈抽水蓄能資源區(qū)分區(qū)內(nèi)[10]，詳見表3。
3.2.3 行政區(qū)分區(qū)
將山川地理映射到行政區(qū)域上，按“同山同價、就近就低、集中連片、區(qū)域統(tǒng)籌”的原則，研究行政區(qū)域資源分區(qū)。
全國333個地級市（州、盟），每個地級市（州、盟）分別作為一個研究單元。同時將北京、天津、上海、重慶、香港、澳門、臺灣、海南省轄縣分別作為研究單元，和各地級市一起構(gòu)成了341個研究單元。根據(jù)各研究單元內(nèi)的山脈分布，兼顧項目單位千瓦投資判別資源分區(qū)。
統(tǒng)計結(jié)果顯示有234個研究單元內(nèi)有項目作為判別依據(jù)，107個研究單元暫無項目資料進行判別。這107個研究單元分為兩種情況：①區(qū)域內(nèi)無地形起伏或高差不足，不具備常規(guī)抽水蓄能電站選點條件，比如山東北部、江蘇、安徽北部、
四川盆地、吉林西部部分城市等；我們根據(jù)同省其他研究單元項目情況，類比該研究單元附近山脈的資源分區(qū)；②區(qū)域內(nèi)有建設(shè)條件甚至建設(shè)條件較好，但是屬于電網(wǎng)末端、新能源資源較差，此種情況較少，該區(qū)域不鼓勵建設(shè)抽水蓄能電站，資源分區(qū)從嚴。
盡量一個省份劃分為一個資源區(qū)。根據(jù)統(tǒng)計情況及工程經(jīng)驗總結(jié)，在同一個山脈的站點靜態(tài)單位千瓦投資一般較接近，但是我國行政劃分和地理地形有一定區(qū)別，同一個山脈一般會穿越多個省份，各個省份山脈地形豐富。因此，省內(nèi)項目會存在差異。但由于抽水蓄能電站遵循按需布局原則，在全省建設(shè)條件較優(yōu)越的站點，其布局能夠滿足電力系統(tǒng)需求且滿足分布分散的一般原則的前提下，宜優(yōu)先選擇條件優(yōu)越、靜態(tài)單位千瓦投資低的站點優(yōu)先開發(fā)，因此資源區(qū)劃分宜偏向覆蓋投資較低的站點。比如：浙江省整體建設(shè)條件較好，大多數(shù)項目單位造價低于5500元/kW，有少數(shù)項目超過5500元/kW，該省目前各地級市均劃分為一類資源區(qū)?！耙缘匦蔚刭|(zhì)為主，兼顧同一省份”，大部分省份為一個資源區(qū)。
部分?。▍^(qū)、市）需要劃分兩個或者多個資源區(qū)。東北三省境內(nèi)抽水蓄能電站主要集中在長白山脈、大小興安嶺和完達山山脈，長白山脈、大小興安嶺山脈區(qū)域整體建設(shè)條件和二類資源區(qū)域?qū)?；完達山山脈水頭較低，遼西地區(qū)建設(shè)條件較差，從建設(shè)條件和三類區(qū)域相對應，因此吉林省、黑龍江部分區(qū)域、遼東地區(qū)劃分為二類，其余區(qū)域劃分為了三類。河南各區(qū)域建設(shè)條件有一定差別，從統(tǒng)計結(jié)果來看，信陽市、南陽市建設(shè)條件較好，與一類資源區(qū)相對應，其余地區(qū)建設(shè)條件和二類資源區(qū)對應，而河南南部和北部均有布局抽水蓄能電站的必要性。因此根據(jù)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，河南省部分劃分為一類區(qū)域，部分劃分為二類區(qū)域。行政分區(qū)映射后的結(jié)果見表4。
按以上思路，將全國按表2的資源區(qū)進行劃分，以全國資源分區(qū)為基礎(chǔ)，區(qū)域標桿容量電價具備可行性。
4 抽水蓄能價格政策市場化發(fā)展
在區(qū)域標桿容量電價的基礎(chǔ)上，進一步考慮反應電站性能價值、與電力市場合理銜接、穩(wěn)定投資預期等，提出了兩種向電力市場銜接的思路。
4.1 方案1：標桿容量電價+政府授權(quán)差價合約
4.1.1 主要思路
（1）建立統(tǒng)籌區(qū)域資源差異的標桿容量電價。借鑒新能源分區(qū)域標桿上網(wǎng)電價政策、煤電容量電價政策，基于資源分區(qū)建立抽水蓄能容量標桿電價機制。按照《國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號）要求，以40年經(jīng)營期、6.5%資本金內(nèi)部收益率為基礎(chǔ)，按資源分區(qū)的中間單位千瓦投資，測算標桿容量電價。
以各類資源區(qū)中間靜態(tài)單位千瓦投資對應的容量電價作為該資源區(qū)的標桿容量電價，一類資源區(qū)標桿容量電價取 600元/（kW·年），二類資源區(qū)標桿容量電價取650元/（kW·年），三類資源區(qū)標桿容量電價取700元/（kW·年），四類資源區(qū)標桿容量電價取740元/（kW·年）。
如果全國采用一個標桿容量電價，則可以對各資源分區(qū)設(shè)置調(diào)整系數(shù)，調(diào)整系數(shù)見表5。
（2）通過政府授權(quán)差價合約方式穩(wěn)定抽水蓄能投資回報預期。差價合約可用于對沖市場風險，通過簽訂差價合約，設(shè)置容量電價調(diào)節(jié)資金池，穩(wěn)定開發(fā)主體收益預期。比如位于一類資源區(qū)的抽水蓄能電站，裝機容量100萬kW，其標桿容量電價為600元/（kW·年），年容量電費6億元（合同履約價）。電站按照電力市場規(guī)則參與交易，如果收益低于合同履約價，則容量電價調(diào)節(jié)池向發(fā)電企業(yè)提供補貼至合同履約價，如果收益高于合同履約價，則發(fā)電企業(yè)將高出部分返還容量電價調(diào)節(jié)池。
抽水蓄能電站建成后，經(jīng)營期內(nèi)機組逐步退出差價合約。經(jīng)營期結(jié)束后全部通過市場競爭獲取收益。
4.1.2電站性能價值考量
（1）連續(xù)滿發(fā)小時數(shù)差異。
不同的連續(xù)滿發(fā)小時數(shù)是抽水蓄能一項重要的性能參數(shù)[11]。從本次統(tǒng)計的500多座抽水蓄能電站來看，連續(xù)滿發(fā)小時數(shù)5h占比約為10%，連續(xù)滿發(fā)小時數(shù)6h占比約為80%，其余大于6h的占比約為10%。
為分析抽水蓄能電站連續(xù)滿發(fā)小時數(shù)在容量電價中的價值，研究選取華北、東北、華中、華東、南方、西北6個片區(qū)的8個省區(qū)為代表，對各省區(qū)電力系統(tǒng)特點及連續(xù)滿發(fā)小時數(shù)需求進行分析，初步明確連續(xù)滿發(fā)小時數(shù)的基準要求。同時，在上述8個省區(qū)內(nèi)選擇抽水蓄能電站項項目為樣本，對樣本電站不同連續(xù)滿發(fā)小時數(shù)方案的靜態(tài)投資、單位千瓦減少棄電效益及單位千瓦節(jié)煤效益進行分析，以此確定不同連續(xù)滿發(fā)小時數(shù)的投資與效益關(guān)系，并提出不同連續(xù)滿發(fā)小時數(shù)和基準連續(xù)滿發(fā)小時數(shù)之間的效益～投資～電價關(guān)聯(lián)?？傮w來看，增加利用小時數(shù)時，單位千瓦投資的增加幅度是小于效益的增加幅度的，但是二者差距越來越小。
根據(jù)對8個代表省區(qū)電力系統(tǒng)特點的研究，大部分省區(qū)電網(wǎng)調(diào)峰時長需求多在4～6h，新能源儲能多在6～8h，即從滿足系統(tǒng)需求和配合新能源消納來看，抽水蓄能連續(xù)滿發(fā)小時數(shù)應至少保障5h，以達到6h為宜。
綜合考慮，宜規(guī)定電站連續(xù)滿發(fā)小時數(shù)不得低于5h，在核定電價時以6h為基礎(chǔ)，按調(diào)整系數(shù)修正，根據(jù)統(tǒng)計每增加1h，項目投資增加在1%～4%之間，因此考慮合理利用資源，在標桿容量電價的基礎(chǔ)上，考慮設(shè)置連續(xù)滿發(fā)小時數(shù)容量電價調(diào)整系數(shù)。
（2）裝機容量差異。
抽水蓄能電站建設(shè)具有規(guī)模效益，機組臺數(shù)越多，單位千瓦投資越低，因此對于區(qū)域內(nèi)的6臺機、8臺機等項目，在標桿容量電價基礎(chǔ)上考慮一個下調(diào)系數(shù)，反映出項目的規(guī)模效益。因此，電站容量價格計算公式如下：
電站容量價格=區(qū)域標桿容量電價×（1+機組臺數(shù)調(diào)整系數(shù)）×（1+連續(xù)滿發(fā)利用小時數(shù)調(diào)整系數(shù)）（1）
4.2 方案2：固定收入+變動收入
主要論述方案2和方案1的主要不同之處。
（1）參照方案1，適度降低資本金內(nèi)部收益率統(tǒng)籌測算區(qū)域資源差異的標桿容量電價。
（2）不再設(shè)立容量電價調(diào)節(jié)池，所有機組參與市場交易，抽水蓄能從市場獲取的收益由開發(fā)企業(yè)單獨享有或者按五五分成比例共享。
4.3 方案分析
兩方案均可以發(fā)揮如下作用：
（1）有利于發(fā)揮價格激勵和引導作用，標桿容量電價能夠激勵建設(shè)方合理控制投資、縮短建設(shè)周期，對連續(xù)滿發(fā)利用小時數(shù)的鼓勵有利于更好發(fā)揮抽水蓄能電站作用。在此政策下，潛在投資者更傾向于選擇經(jīng)濟、布局合理的站點進行投資。
（2）有利于政策過渡，在我國統(tǒng)一電力市場具備抽水蓄能成熟前，有效實現(xiàn)核定電價和市場機制的銜接。
（3）減輕核定工作量。執(zhí)行標桿電價，將大大減輕核定電價的工作量，提高價格管理效率。
方案1可以在保障投資主體長期穩(wěn)定收益的同時，實現(xiàn)容量“補貼”的有序退坡，不會給投資主體在市場化過程中造成過大的現(xiàn)金流震動。但是調(diào)動投資運營主體積極參與市場的激勵作用不夠強。
與方案1相比，方案2固定收入部分降低，市場收益主要由開發(fā)企業(yè)享有，可以提高投資主體參與市場競爭的積極性，更符合我國電力市場改革方向。對于開發(fā)企業(yè)來講，目前方案2風險更大。
5 結(jié)束語
（1）本文結(jié)合抽水蓄能資源稟賦分布特點，提出了以省級行政區(qū)為主的資源分區(qū)劃分方法，并基于資源分區(qū)提出了抽水蓄能標桿容量電價機制的探索思考，可大大降低價格管理成本，并能引導企業(yè)選擇優(yōu)質(zhì)站點進行開發(fā)，同時加強設(shè)計優(yōu)化和自身管理，供行業(yè)發(fā)展參考借鑒。
（2）對于和市場銜接，本文提出了政府授權(quán)的差價合約方式和全面進入市場兩種方案，兩種方案均以標桿容量電價為基礎(chǔ)，同時有效地實現(xiàn)了和電力市場的合理銜接，對投資主體的收益預期有所保障，但是風險程度有所差異。
（3）下一步需要進一步研究資源分區(qū)方案、連續(xù)滿發(fā)利用小時數(shù)調(diào)整系數(shù)和裝機容量調(diào)整系數(shù)。
