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抽水蓄能電價(jià)政策市場(chǎng)化建議研究

馬良 楊文婷 吳立恒

導(dǎo)讀

當(dāng)前我國(guó)電力市場(chǎng)改革穩(wěn)步有序推進(jìn)，新能源等電源品種逐步進(jìn)入市場(chǎng)，抽水蓄能電價(jià)政策市場(chǎng)化改革勢(shì)在必行。為實(shí)現(xiàn)基本收益預(yù)期并保障企業(yè)投資積極性，建議以資本金內(nèi)部收益率6%為基礎(chǔ)配套制定電價(jià)政策，根據(jù)抽水蓄能電站的市場(chǎng)收益變化動(dòng)態(tài)調(diào)整容量電價(jià)，以確保容量補(bǔ)償收益的合理性。本文結(jié)合廣東省電力現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格以及入市抽水蓄能電站的實(shí)際運(yùn)行情況，初步測(cè)算了廣東省抽水蓄能電站的電量收益，并考慮廣東省抽水蓄能輔助服務(wù)補(bǔ)償相關(guān)政策，我們建議廣東省抽水蓄能容量電價(jià)可按資本金內(nèi)部收益率3%進(jìn)行核算。該容量電價(jià)能促進(jìn)廣東省存量抽水蓄能在市場(chǎng)中不斷優(yōu)化競(jìng)爭(zhēng)策略、增量抽水蓄能進(jìn)一步優(yōu)化布局更好發(fā)揮功能作用，并使增量抽水蓄能實(shí)現(xiàn)基本收益預(yù)期、具有償債能力和財(cái)務(wù)生存能力。各省可根據(jù)本省抽水蓄能電站市場(chǎng)收益，制定容量電價(jià)并動(dòng)態(tài)調(diào)整。我們還建議設(shè)置區(qū)域標(biāo)桿容量電價(jià)引導(dǎo)抽水蓄能優(yōu)化布局、控制投資，結(jié)合區(qū)域抽水蓄能整體投資水平，通過提高區(qū)域標(biāo)桿容量電價(jià)引導(dǎo)抽水蓄能布局在調(diào)節(jié)電源需求較大但資源較貧乏的區(qū)域，通過降低區(qū)域標(biāo)桿容量電價(jià)避免抽水蓄能在調(diào)節(jié)電源需求較小的區(qū)域集中布局。按照國(guó)家定規(guī)模、省里定項(xiàng)目的原則，可由本省能源和價(jià)格主管部門組織分析并調(diào)整如基本收益預(yù)期、抽水蓄能電站市場(chǎng)收益、區(qū)域標(biāo)桿容量電價(jià)、動(dòng)態(tài)調(diào)整周期等關(guān)鍵參數(shù)，引導(dǎo)本省抽水蓄能電站合理布局、有序建設(shè)、控制投資并充分發(fā)揮作用。

一、研究背景

抽水蓄能是我國(guó)當(dāng)前技術(shù)成熟、經(jīng)濟(jì)性優(yōu)、具備大規(guī)模開發(fā)條件的清潔綠色、靈活安全的調(diào)節(jié)電源，可發(fā)揮調(diào)峰、填谷、儲(chǔ)能、調(diào)頻、調(diào)相、備用、黑啟動(dòng)等功能并提供轉(zhuǎn)動(dòng)慣量，具有雙向調(diào)節(jié)能力、秒級(jí)響應(yīng)能力、爬坡速度快等顯著優(yōu)勢(shì)，對(duì)保障新型電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行、支撐新能源高質(zhì)量躍升發(fā)展具有重要作用。在“雙碳”目標(biāo)引領(lǐng)下，隨著新型能源體系、新型電力系統(tǒng)加快建設(shè)，抽水蓄能需求空間廣闊[1]。

2021 年，國(guó)家發(fā)展改革委印發(fā)《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)），該政策文件在保障投資主體合理收益、助力抽水蓄能行業(yè)快速發(fā)展方面發(fā)揮了積極作用，但未就如何通過價(jià)格機(jī)制引導(dǎo)工程投資控制[2]、合理布局及效能發(fā)揮作出具體規(guī)定。

當(dāng)前全國(guó)電力市場(chǎng)改革穩(wěn)步有序推進(jìn)，國(guó)家陸續(xù)出臺(tái)關(guān)于完善價(jià)格治理機(jī)制的意見，以及電力現(xiàn)貨市場(chǎng)基本規(guī)則（試行）、電力輔助服務(wù)市場(chǎng)基本規(guī)則等，推進(jìn)抽水蓄能電價(jià)政策市場(chǎng)化改革符合電力市場(chǎng)改革要求，是大勢(shì)所趨[3-4]。

二、抽水蓄能發(fā)展現(xiàn)狀

2024年，國(guó)家能源局下達(dá)了全國(guó)各省、自治區(qū)、直轄市2035年的抽水蓄能合理需求規(guī)模，以2035年風(fēng)光規(guī)模30億kW為邊界，2035年全國(guó)服務(wù)電力系統(tǒng)的抽水蓄能需求規(guī)模預(yù)計(jì)將達(dá)到3.95億kW。在聯(lián)合國(guó)氣候變化峰會(huì)上，我國(guó)提出了2035年風(fēng)電太陽(yáng)能發(fā)電裝機(jī)目標(biāo)，即風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電總裝機(jī)容量力爭(zhēng)達(dá)到36億kW。這一目標(biāo)是中國(guó)應(yīng)對(duì)全球氣候變化、踐行“雙碳”承諾的又一重大舉措。

截至2024年底，我國(guó)抽水蓄能電站已建裝機(jī)容量達(dá)到5869萬kW，已核準(zhǔn)項(xiàng)目裝機(jī)容量約2億kW，另有1.4億kW的項(xiàng)目已納入實(shí)施規(guī)劃。然而，受電價(jià)政策預(yù)期不穩(wěn)定的影響，新增核準(zhǔn)項(xiàng)目數(shù)量明顯減少，部分已核準(zhǔn)的存量項(xiàng)目出現(xiàn)"核而不建"現(xiàn)象，甚至有投資主體選擇暫停工程建設(shè)或轉(zhuǎn)讓開發(fā)權(quán)。此外，已核準(zhǔn)和納入規(guī)劃的部分項(xiàng)目還存在布局不合理的問題。

根據(jù)中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)的權(quán)威預(yù)測(cè)，“十五五”期間新能源將保持大規(guī)模發(fā)展態(tài)勢(shì)，預(yù)計(jì)到2030年，全國(guó)風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)容量將達(dá)到25億至30億kW，新能源電量滲透率將提升至30%。在新能源大規(guī)模接入的同時(shí)，電力系統(tǒng)將面臨多重挑戰(zhàn)：極端條件下新能源波動(dòng)速率過快可能導(dǎo)致系統(tǒng)頻率持續(xù)偏離、系統(tǒng)抵御故障沖擊能力顯著下降、轉(zhuǎn)動(dòng)慣量不足以及寬頻域振蕩等問題將日益突出，對(duì)優(yōu)質(zhì)調(diào)節(jié)資源的需求將更加迫切。

然而，從當(dāng)前抽水蓄能電站的建設(shè)趨勢(shì)來看，無論是建設(shè)規(guī)模還是布局合理性，都難以滿足新型電力系統(tǒng)建設(shè)的需求，這將對(duì)電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行構(gòu)成嚴(yán)重威脅。

三、抽水蓄能電價(jià)市場(chǎng)化改革建議

結(jié)合構(gòu)建新型電力系統(tǒng)對(duì)抽水蓄能電站質(zhì)和量的需求，抽水蓄能電價(jià)政策市場(chǎng)化改革既要實(shí)現(xiàn)基本收益預(yù)期，引導(dǎo)投資滿足抽水蓄能建設(shè)規(guī)模，又要加強(qiáng)競(jìng)爭(zhēng)引導(dǎo)抽水蓄能建設(shè)優(yōu)化布局、控制投資并在電力系統(tǒng)中充分發(fā)揮作用。在抽水蓄能電站可以完全通過市場(chǎng)獲得合理收益之前，抽水蓄能電價(jià)政策仍要堅(jiān)持兩部制電價(jià)，即容量電價(jià)（容量補(bǔ)償收益）+電量電價(jià)和輔助服務(wù)（市場(chǎng)收益）的模式。我們對(duì)抽水蓄能電價(jià)市場(chǎng)化改革提出以下建議。

（一）按資本金內(nèi)部收益率6%配套制定電價(jià)政策

資本金內(nèi)部收益率直接反映了投資者的投資回報(bào)情況。《水電建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)規(guī)范》（DL/T 5441-2010）明確經(jīng)營(yíng)期內(nèi)資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率按略高于同期國(guó)內(nèi)銀行5年期以上貸款年利率計(jì)算。這些年，隨著我國(guó)商業(yè)貸款利率的逐步走低，我國(guó)水電工程在財(cái)務(wù)分析中采用的資本金內(nèi)部收益率也在逐步減小，從2000年以來大體經(jīng)歷了10%、8%、6%的降低過程。建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)與參數(shù)（2006年第三版）明確水庫(kù)發(fā)電工程、抽水蓄能電站資本金內(nèi)部收益率取10%；2021年633號(hào)文明確抽水蓄能電站資本金內(nèi)部收益率6.5%；據(jù)了解，目前幾大發(fā)電集團(tuán)在水電項(xiàng)目投資決策時(shí)，普遍要求資本金內(nèi)部收益率在6%以上。我們認(rèn)為，抽水蓄能是國(guó)家積極鼓勵(lì)和支持的行業(yè)，從保障企業(yè)投資開發(fā)抽水蓄能的積極性和目前的利率水平等方面綜合考慮，目前抽水蓄能項(xiàng)目資本金內(nèi)部收益率按6%為基礎(chǔ)，并以此配套制定相應(yīng)的電價(jià)政策，是基本合適的。國(guó)家發(fā)展改革委近期對(duì)需要財(cái)政支持的水電站進(jìn)行審批時(shí)，也是按資本金內(nèi)部收益率6%來測(cè)算中央預(yù)算內(nèi)投資使用額度的。

（二）容量電價(jià)可按資本金內(nèi)部收益率3%核算

1.廣東省抽水蓄能市場(chǎng)收益分析

2024年7月，廣東省能源局、國(guó)家能源局南方監(jiān)管局印發(fā)《廣東省抽水蓄能參與電力市場(chǎng)交易實(shí)施方案》；2024年9月，廣東電力交易中心印發(fā)《廣東省抽水蓄能參與電力市場(chǎng)交易細(xì)則（試行）》，這是全國(guó)首份省級(jí)抽水蓄能參與電力市場(chǎng)實(shí)施細(xì)則，旨在探索推進(jìn)抽水蓄能電價(jià)政策改革和市場(chǎng)化發(fā)展。

結(jié)合2025年廣東省第一季度現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格以及進(jìn)入現(xiàn)貨市場(chǎng)的抽水蓄能電站實(shí)際運(yùn)行情況，120萬kW裝機(jī)的抽水蓄能電站盡量做到在電價(jià)較低的8小時(shí)抽水，其他時(shí)間基本均勻出力，詳見圖1。通過抽水和發(fā)電電價(jià)差可獲得電量收益約1800萬元（含稅，以下收益和容量電價(jià)均含稅），如能在電價(jià)較高的時(shí)刻集中出力則電量收益可進(jìn)一步升高。

數(shù)據(jù)來源：作者整理。

圖1 2025年1月1日實(shí)時(shí)電價(jià)與抽水發(fā)電情況示意圖

2024年9月1日起，南網(wǎng)儲(chǔ)能公司梅州一期抽水蓄能電站以全電量“報(bào)價(jià)報(bào)量”方式參與廣東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試運(yùn)行，這是全國(guó)首家以此方式參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的抽水蓄能電站。2025年第一季度，梅州一期抽水蓄能電站參與現(xiàn)貨市場(chǎng)累計(jì)抽水用電3.12億kWh，平均電價(jià)0.24元/kWh；累計(jì)出清發(fā)電電量2.24億kWh，平均電價(jià)0.4元/kWh，電站通過峰谷分時(shí)電價(jià)套利1470萬元。受系統(tǒng)的負(fù)荷平衡約束、斷面潮流約束等出清規(guī)則的影響，加上抽水蓄能機(jī)組因系統(tǒng)運(yùn)行安全約束或人工安全調(diào)控等非自身原因，出現(xiàn)報(bào)價(jià)范圍外的調(diào)用，導(dǎo)致了實(shí)際收益和測(cè)算收益的差別。同時(shí)，2025年第一季度，梅州抽水蓄能也提供了調(diào)頻、調(diào)壓等輔助服務(wù)，但按照目前的規(guī)則進(jìn)入現(xiàn)貨市場(chǎng)的機(jī)組沒有輔助服務(wù)補(bǔ)償。

2025年5月12日，作為《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2025〕136號(hào)）的配套細(xì)則，廣東電力交易中心發(fā)布《廣東新能源增量項(xiàng)目可持續(xù)發(fā)展價(jià)格結(jié)算機(jī)制競(jìng)價(jià)規(guī)則（征求意見稿）》。隨著新能源上網(wǎng)電價(jià)的進(jìn)一步市場(chǎng)化，抽水蓄能通過“低抽高發(fā)”獲得的收益有望進(jìn)一步增大。

2.廣東省抽水蓄能容量電價(jià)測(cè)算

根據(jù)以上測(cè)算，廣東省抽水蓄能電站的年市場(chǎng)收益約為7200萬元，合60元/kW·年。為實(shí)現(xiàn)電站資本金內(nèi)部收益率6%的預(yù)期，若電站靜態(tài)投資為5250元/kW，則在市場(chǎng)收益之外，容量補(bǔ)償收益即容量電價(jià)需達(dá)到490元/kW·年。假設(shè)只考慮490元/kW·年的固定收益，不考慮60元/kW·年的市場(chǎng)收益，對(duì)應(yīng)的電站資本金內(nèi)部收益率約為3%。若只考慮按資本金收益率3%核算的容量電價(jià)，電站經(jīng)營(yíng)期各年償債備付率基本等于1，可保證電站基本的償債能力和財(cái)務(wù)生存能力。

基于以上分析，我們建議廣東省抽水蓄能容量電價(jià)按資本金內(nèi)部收益率3%進(jìn)行核算，這樣能促進(jìn)本省存量抽水蓄能在市場(chǎng)中不斷優(yōu)化競(jìng)爭(zhēng)策略、增量抽水蓄能進(jìn)一步優(yōu)化布局更好發(fā)揮功能作用，并使增量抽水蓄能實(shí)現(xiàn)基本收益預(yù)期、具有償債能力和財(cái)務(wù)生存能力。現(xiàn)階段，我國(guó)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)正逐步完善，但電價(jià)信號(hào)仍不穩(wěn)定、不明顯；輔助服務(wù)市場(chǎng)正在起步，交易規(guī)則不完善，交易品種少；容量市場(chǎng)尚未建立。各省的電源結(jié)構(gòu)、電力市場(chǎng)發(fā)展情況以及抽水蓄能參與市場(chǎng)的程度差別較大。根據(jù)總體判斷，抽水蓄能參與市場(chǎng)獲得的收益呈穩(wěn)步上升趨勢(shì)。各省可根據(jù)本省抽水蓄能電站市場(chǎng)收益，制定容量電價(jià)并動(dòng)態(tài)調(diào)整。

3.容量電價(jià)與資本金收益率關(guān)系分析

不同投資水平，按不同資本金內(nèi)部收益率測(cè)算的容量電價(jià)，成果見表1。可見在5250元/kW靜態(tài)投資水平下，資本金內(nèi)部收益率每下降1%，容量電價(jià)下降約22元/kW·年，120萬kW裝機(jī)的抽水蓄能電站年容量電費(fèi)約減少2640萬元。5750元/kW、6250元/kW、6750元/kW靜態(tài)投資水平下，資本金內(nèi)部收益率每下降1%，容量電價(jià)下降約24元/kW·年、25元/kW·年、26元/kW·年。

表1 不同投資水平及收益情況的容量電價(jià)

數(shù)據(jù)來源：作者整理。

（三）容量電價(jià)可采用區(qū)域標(biāo)桿容量電價(jià)

全國(guó)開展前期工作的抽水蓄能電站靜態(tài)單位千瓦投資空間分布特點(diǎn)明顯[5]，例如浙閩一帶、湖南湖北等地正在開展前期工作的抽水蓄能靜態(tài)單位千瓦投資基本在5000～5500元/kW，華北部分省（市）、東北三省大部分在5500～6000元/kW，而西北等區(qū)域大部分在6000～6500元/kW。考慮到未來待實(shí)施項(xiàng)目的造價(jià)水平和分布范圍，以500元/kW為間隔，將全國(guó)抽水蓄能建設(shè)條件分為四類資源區(qū)，詳見表2。按區(qū)域中間靜態(tài)投資，資本金內(nèi)部收益率3%，即可測(cè)算區(qū)域中間靜態(tài)投資對(duì)應(yīng)的容量電價(jià)，見表2。我們建議以區(qū)域標(biāo)桿容量電價(jià)代替電站實(shí)際投資測(cè)算的容量電價(jià)，通過這一措施優(yōu)化了633號(hào)文類似“報(bào)銷制”的容量電價(jià)核算方式，消除了投資者“投資越大，電價(jià)越高”的錯(cuò)覺，起到控制投資的作用。同時(shí)我們建議通過設(shè)置高于或低于區(qū)域中間靜態(tài)投資對(duì)應(yīng)容量電價(jià)的區(qū)域標(biāo)桿容量引導(dǎo)抽水蓄能進(jìn)一步優(yōu)化布局。以陜西和吉林為例，陜北和吉林西部新能源富集，關(guān)中和吉林中部是負(fù)荷中心，四個(gè)區(qū)域調(diào)節(jié)電源的需求大，但四個(gè)區(qū)域的抽水蓄能站點(diǎn)資源較貧乏、條件較差，可通過設(shè)置高于區(qū)域中間靜態(tài)投資對(duì)應(yīng)容量電價(jià)的區(qū)域標(biāo)桿容量引導(dǎo)抽水蓄能在這些區(qū)域進(jìn)行布局；同時(shí)陜南和吉林東部對(duì)于調(diào)節(jié)電源的需求相對(duì)較小，但抽水蓄能站點(diǎn)資源豐富，可通過設(shè)置低于區(qū)域中間靜態(tài)投資對(duì)應(yīng)容量電價(jià)的區(qū)域標(biāo)桿容量避免抽水蓄能在區(qū)域內(nèi)集中布局。

表2 各（區(qū)、市）抽水蓄能中間投資及對(duì)應(yīng)容量電價(jià)

數(shù)據(jù)來源：作者整理。

（四）與煤電容量電價(jià)對(duì)比分析

2023年，煤電開始實(shí)行容量電價(jià)，煤電容量電價(jià)按照回收煤電機(jī)組一定比例固定成本的方式確定[6]，在煤電轉(zhuǎn)型較慢、機(jī)組利用小時(shí)數(shù)較高的地方安排得低一些，煤電轉(zhuǎn)型較快、機(jī)組利用小時(shí)數(shù)較低的地方安排的適當(dāng)高一些，現(xiàn)階段在30%～50%之間，“十五五”期間進(jìn)一步上升至50%～70%之間。抽水蓄能按資本金內(nèi)部收益率3%測(cè)算容量電價(jià)，較固定成本高出較多，成果見表3。之所以產(chǎn)生這樣的情況，在于煤電收益長(zhǎng)期以發(fā)電收益為主，隨著煤電在電力系統(tǒng)中定位的轉(zhuǎn)變，未來煤電利用小時(shí)數(shù)逐步減小，發(fā)電收益逐步降低，容量電價(jià)從無到有并逐步提高作為補(bǔ)充。抽水蓄能現(xiàn)階段以容量收益為主，隨著電力市場(chǎng)化改革的推進(jìn)以及新能源的大規(guī)模接入，未來發(fā)電收益將逐步提升，而容量電價(jià)則將呈現(xiàn)逐步下降趨勢(shì)。

表3 與煤電容量電價(jià)對(duì)比分析

注：抽水蓄能原容量電價(jià)為依據(jù)633號(hào)文測(cè)算的容量電價(jià)。

四、結(jié)論和建議

1.抽水蓄能電價(jià)政策市場(chǎng)化改革既要實(shí)現(xiàn)基本收益預(yù)期、引導(dǎo)投資滿足抽水蓄能建設(shè)規(guī)模，又要加強(qiáng)競(jìng)爭(zhēng)引導(dǎo)抽水蓄能建設(shè)優(yōu)化布局、控制投資并在電力系統(tǒng)中充分發(fā)揮作用。

2.在抽水蓄能電站可以完全通過市場(chǎng)獲得合理收益之前，抽水蓄能電價(jià)政策仍要堅(jiān)持“容量補(bǔ)償收益+市場(chǎng)收益”的兩部制電價(jià)模式。

3.按資本金內(nèi)部收益率6%配套制定電價(jià)政策。抽水蓄能是國(guó)家積極鼓勵(lì)和支持的行業(yè)，從提高企業(yè)投資開發(fā)抽水蓄能的積極性和目前的利率水平等方面綜合考慮，目前抽水蓄能項(xiàng)目資本金內(nèi)部收益率按6%為基礎(chǔ)，并以此配套制定相應(yīng)的電價(jià)政策，是基本合適的。

4.容量電價(jià)可按資本金內(nèi)部收益率3%核算。結(jié)合廣東省抽水蓄能電站的市場(chǎng)收益，廣東省抽水蓄能容量電價(jià)可按資本金內(nèi)部收益率3%進(jìn)行核算，容量電價(jià)可保證電站基本的償債能力和財(cái)務(wù)生存能力。各省可根據(jù)本省抽水蓄能電站市場(chǎng)收益，制定容量電價(jià)并動(dòng)態(tài)調(diào)整。

5.設(shè)置區(qū)域標(biāo)桿容量電價(jià)。通過這一措施優(yōu)化了類似“報(bào)銷制”的容量電價(jià)核算方式，消除了投資者“投資越大，電價(jià)越高”的錯(cuò)覺，起到控制投資的作用；同時(shí)可通過設(shè)置高于或低于區(qū)域中間靜態(tài)投資對(duì)應(yīng)容量電價(jià)的區(qū)域標(biāo)桿容量，引導(dǎo)抽水蓄能布局在調(diào)節(jié)電源需求較大但資源較貧乏的區(qū)域，或避免在調(diào)節(jié)電源需求較小的區(qū)域集中布局。

6.按照國(guó)家定規(guī)模、省里定項(xiàng)目的原則，可由本省能源和價(jià)格主管部門組織分析并調(diào)整如基本收益預(yù)期、抽水蓄能電站市場(chǎng)收益、區(qū)域標(biāo)桿容量電價(jià)、動(dòng)態(tài)調(diào)整周期等關(guān)鍵參數(shù)，引導(dǎo)本省抽水蓄能電站合理布局、有序建設(shè)、控制投資并充分發(fā)揮作用。

參考文獻(xiàn)

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https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202311/t20231110_1361897.html.

特別感謝：廣東省能源局賴信華，南方電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻發(fā)電有限公司王斌，水電水利規(guī)劃設(shè)計(jì)總院韓冬、鄭靜、任偉楠，中國(guó)電建集團(tuán)中南院周鐵柱、北京院王婷婷、姜淇，西北院程龍等在成文過程中給予的寶貴意見。