抽水蓄能電價政策市場化建議研究
馬良 楊文婷 吳立恒
導讀
當前我國電力市場改革穩步有序推進，新能源等電源品種逐步進入市場，抽水蓄能電價政策市場化改革勢在必行。為實現基本收益預期并保障企業投資積極性，建議以資本金內部收益率6%為基礎配套制定電價政策，根據抽水蓄能電站的市場收益變化動態調整容量電價，以確保容量補償收益的合理性。本文結合廣東省電力現貨市場價格以及入市抽水蓄能電站的實際運行情況，初步測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補償相關政策，我們建議廣東省抽水蓄能容量電價可按資本金內部收益率3%進行核算。該容量電價能促進廣東省存量抽水蓄能在市場中不斷優化競爭策略、增量抽水蓄能進一步優化布局更好發揮功能作用，并使增量抽水蓄能實現基本收益預期、具有償債能力和財務生存能力。各省可根據本省抽水蓄能電站市場收益，制定容量電價并動態調整。我們還建議設置區域標桿容量電價引導抽水蓄能優化布局、控制投資，結合區域抽水蓄能整體投資水平，通過提高區域標桿容量電價引導抽水蓄能布局在調節電源需求較大但資源較貧乏的區域，通過降低區域標桿容量電價避免抽水蓄能在調節電源需求較小的區域集中布局。按照國家定規模、省里定項目的原則，可由本省能源和價格主管部門組織分析并調整如基本收益預期、抽水蓄能電站市場收益、區域標桿容量電價、動態調整周期等關鍵參數，引導本省抽水蓄能電站合理布局、有序建設、控制投資并充分發揮作用。
一、研究背景
抽水蓄能是我國當前技術成熟、經濟性優、具備大規模開發條件的清潔綠色、靈活安全的調節電源，可發揮調峰、填谷、儲能、調頻、調相、備用、黑啟動等功能并提供轉動慣量，具有雙向調節能力、秒級響應能力、爬坡速度快等顯著優勢，對保障新型電力系統安全穩定運行、支撐新能源高質量躍升發展具有重要作用。在“雙碳”目標引領下，隨著新型能源體系、新型電力系統加快建設，抽水蓄能需求空間廣闊[1]。
2021 年，國家發展改革委印發《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），該政策文件在保障投資主體合理收益、助力抽水蓄能行業快速發展方面發揮了積極作用，但未就如何通過價格機制引導工程投資控制[2]、合理布局及效能發揮作出具體規定。
當前全國電力市場改革穩步有序推進，國家陸續出臺關于完善價格治理機制的意見，以及電力現貨市場基本規則（試行）、電力輔助服務市場基本規則等，推進抽水蓄能電價政策市場化改革符合電力市場改革要求，是大勢所趨[3-4]。
二、抽水蓄能發展現狀
2024年，國家能源局下達了全國各省、自治區、直轄市2035年的抽水蓄能合理需求規模，以2035年風光規模30億kW為邊界，2035年全國服務電力系統的抽水蓄能需求規模預計將達到3.95億kW。在聯合國氣候變化峰會上，我國提出了2035年風電太陽能發電裝機目標，即風電和太陽能發電總裝機容量力爭達到36億kW。這一目標是中國應對全球氣候變化、踐行“雙碳”承諾的又一重大舉措。
截至2024年底，我國抽水蓄能電站已建裝機容量達到5869萬kW，已核準項目裝機容量約2億kW，另有1.4億kW的項目已納入實施規劃。然而，受電價政策預期不穩定的影響，新增核準項目數量明顯減少，部分已核準的存量項目出現"核而不建"現象，甚至有投資主體選擇暫停工程建設或轉讓開發權。此外，已核準和納入規劃的部分項目還存在布局不合理的問題。
根據中國電力企業聯合會的權威預測，“十五五”期間新能源將保持大規模發展態勢，預計到2030年，全國風光發電裝機容量將達到25億至30億kW，新能源電量滲透率將提升至30%。在新能源大規模接入的同時，電力系統將面臨多重挑戰：極端條件下新能源波動速率過快可能導致系統頻率持續偏離、系統抵御故障沖擊能力顯著下降、轉動慣量不足以及寬頻域振蕩等問題將日益突出，對優質調節資源的需求將更加迫切。
然而，從當前抽水蓄能電站的建設趨勢來看，無論是建設規模還是布局合理性，都難以滿足新型電力系統建設的需求，這將對電力系統的安全穩定運行構成嚴重威脅。
三、抽水蓄能電價市場化改革建議
結合構建新型電力系統對抽水蓄能電站質和量的需求，抽水蓄能電價政策市場化改革既要實現基本收益預期，引導投資滿足抽水蓄能建設規模，又要加強競爭引導抽水蓄能建設優化布局、控制投資并在電力系統中充分發揮作用。在抽水蓄能電站可以完全通過市場獲得合理收益之前，抽水蓄能電價政策仍要堅持兩部制電價，即容量電價（容量補償收益）+電量電價和輔助服務（市場收益）的模式。我們對抽水蓄能電價市場化改革提出以下建議。
（一）按資本金內部收益率6%配套制定電價政策
資本金內部收益率直接反映了投資者的投資回報情況。《水電建設項目經濟評價規范》（DL/T 5441-2010）明確經營期內資本金財務內部收益率按略高于同期國內銀行5年期以上貸款年利率計算。這些年，隨著我國商業貸款利率的逐步走低，我國水電工程在財務分析中采用的資本金內部收益率也在逐步減小，從2000年以來大體經歷了10%、8%、6%的降低過程。建設項目經濟評價與參數（2006年第三版）明確水庫發電工程、抽水蓄能電站資本金內部收益率取10%；2021年633號文明確抽水蓄能電站資本金內部收益率6.5%；據了解，目前幾大發電集團在水電項目投資決策時，普遍要求資本金內部收益率在6%以上。我們認為，抽水蓄能是國家積極鼓勵和支持的行業，從保障企業投資開發抽水蓄能的積極性和目前的利率水平等方面綜合考慮，目前抽水蓄能項目資本金內部收益率按6%為基礎，并以此配套制定相應的電價政策，是基本合適的。國家發展改革委近期對需要財政支持的水電站進行審批時，也是按資本金內部收益率6%來測算中央預算內投資使用額度的。
（二）容量電價可按資本金內部收益率3%核算
1.廣東省抽水蓄能市場收益分析
2024年7月，廣東省能源局、國家能源局南方監管局印發《廣東省抽水蓄能參與電力市場交易實施方案》；2024年9月，廣東電力交易中心印發《廣東省抽水蓄能參與電力市場交易細則（試行）》，這是全國首份省級抽水蓄能參與電力市場實施細則，旨在探索推進抽水蓄能電價政策改革和市場化發展。
結合2025年廣東省第一季度現貨市場價格以及進入現貨市場的抽水蓄能電站實際運行情況，120萬kW裝機的抽水蓄能電站盡量做到在電價較低的8小時抽水，其他時間基本均勻出力，詳見圖1。通過抽水和發電電價差可獲得電量收益約1800萬元（含稅，以下收益和容量電價均含稅），如能在電價較高的時刻集中出力則電量收益可進一步升高。
數據來源：作者整理。
圖1 2025年1月1日實時電價與抽水發電情況示意圖
2024年9月1日起，南網儲能公司梅州一期抽水蓄能電站以全電量“報價報量”方式參與廣東電力現貨市場試運行，這是全國首家以此方式參與電力現貨市場的抽水蓄能電站。2025年第一季度，梅州一期抽水蓄能電站參與現貨市場累計抽水用電3.12億kWh，平均電價0.24元/kWh；累計出清發電電量2.24億kWh，平均電價0.4元/kWh，電站通過峰谷分時電價套利1470萬元。受系統的負荷平衡約束、斷面潮流約束等出清規則的影響，加上抽水蓄能機組因系統運行安全約束或人工安全調控等非自身原因，出現報價范圍外的調用，導致了實際收益和測算收益的差別。同時，2025年第一季度，梅州抽水蓄能也提供了調頻、調壓等輔助服務，但按照目前的規則進入現貨市場的機組沒有輔助服務補償。
2025年5月12日，作為《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）的配套細則，廣東電力交易中心發布《廣東新能源增量項目可持續發展價格結算機制競價規則（征求意見稿）》。隨著新能源上網電價的進一步市場化，抽水蓄能通過“低抽高發”獲得的收益有望進一步增大。
2.廣東省抽水蓄能容量電價測算
根據以上測算，廣東省抽水蓄能電站的年市場收益約為7200萬元，合60元/kW·年。為實現電站資本金內部收益率6%的預期，若電站靜態投資為5250元/kW，則在市場收益之外，容量補償收益即容量電價需達到490元/kW·年。假設只考慮490元/kW·年的固定收益，不考慮60元/kW·年的市場收益，對應的電站資本金內部收益率約為3%。若只考慮按資本金收益率3%核算的容量電價，電站經營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務生存能力。
基于以上分析，我們建議廣東省抽水蓄能容量電價按資本金內部收益率3%進行核算，這樣能促進本省存量抽水蓄能在市場中不斷優化競爭策略、增量抽水蓄能進一步優化布局更好發揮功能作用，并使增量抽水蓄能實現基本收益預期、具有償債能力和財務生存能力。現階段，我國電力現貨市場正逐步完善，但電價信號仍不穩定、不明顯；輔助服務市場正在起步，交易規則不完善，交易品種少；容量市場尚未建立。各省的電源結構、電力市場發展情況以及抽水蓄能參與市場的程度差別較大。根據總體判斷，抽水蓄能參與市場獲得的收益呈穩步上升趨勢。各省可根據本省抽水蓄能電站市場收益，制定容量電價并動態調整。
3.容量電價與資本金收益率關系分析
不同投資水平，按不同資本金內部收益率測算的容量電價，成果見表1。可見在5250元/kW靜態投資水平下，資本金內部收益率每下降1%，容量電價下降約22元/kW·年，120萬kW裝機的抽水蓄能電站年容量電費約減少2640萬元。5750元/kW、6250元/kW、6750元/kW靜態投資水平下，資本金內部收益率每下降1%，容量電價下降約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
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（三）容量電價可采用區域標桿容量電價
全國開展前期工作的抽水蓄能電站靜態單位千瓦投資空間分布特點明顯[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，而西北等區域大部分在6000～6500元/kW。考慮到未來待實施項目的造價水平和分布范圍，以500元/kW為間隔，將全國抽水蓄能建設條件分為四類資源區，詳見表2。按區域中間靜態投資，資本金內部收益率3%，即可測算區域中間靜態投資對應的容量電價，見表2。我們建議以區域標桿容量電價代替電站實際投資測算的容量電價，通過這一措施優化了633號文類似“報銷制”的容量電價核算方式，消除了投資者“投資越大，電價越高”的錯覺，起到控制投資的作用。同時我們建議通過設置高于或低于區域中間靜態投資對應容量電價的區域標桿容量引導抽水蓄能進一步優化布局。以陜西和吉林為例，陜北和吉林西部新能源富集，關中和吉林中部是負荷中心，四個區域調節電源的需求大，但四個區域的抽水蓄能站點資源較貧乏、條件較差，可通過設置高于區域中間靜態投資對應容量電價的區域標桿容量引導抽水蓄能在這些區域進行布局；同時陜南和吉林東部對于調節電源的需求相對較小，但抽水蓄能站點資源豐富，可通過設置低于區域中間靜態投資對應容量電價的區域標桿容量避免抽水蓄能在區域內集中布局。
表2 各（區、市）抽水蓄能中間投資及對應容量電價
數據來源：作者整理。
（四）與煤電容量電價對比分析
2023年，煤電開始實行容量電價，煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定[6]，在煤電轉型較慢、機組利用小時數較高的地方安排得低一些，煤電轉型較快、機組利用小時數較低的地方安排的適當高一些，現階段在30%～50%之間，“十五五”期間進一步上升至50%～70%之間。抽水蓄能按資本金內部收益率3%測算容量電價，較固定成本高出較多，成果見表3。之所以產生這樣的情況，在于煤電收益長期以發電收益為主，隨著煤電在電力系統中定位的轉變，未來煤電利用小時數逐步減小，發電收益逐步降低，容量電價從無到有并逐步提高作為補充。抽水蓄能現階段以容量收益為主，隨著電力市場化改革的推進以及新能源的大規模接入，未來發電收益將逐步提升，而容量電價則將呈現逐步下降趨勢。
表3 與煤電容量電價對比分析
注：抽水蓄能原容量電價為依據633號文測算的容量電價。
四、結論和建議
1.抽水蓄能電價政策市場化改革既要實現基本收益預期、引導投資滿足抽水蓄能建設規模，又要加強競爭引導抽水蓄能建設優化布局、控制投資并在電力系統中充分發揮作用。
2.在抽水蓄能電站可以完全通過市場獲得合理收益之前，抽水蓄能電價政策仍要堅持“容量補償收益+市場收益”的兩部制電價模式。
3.按資本金內部收益率6%配套制定電價政策。抽水蓄能是國家積極鼓勵和支持的行業，從提高企業投資開發抽水蓄能的積極性和目前的利率水平等方面綜合考慮，目前抽水蓄能項目資本金內部收益率按6%為基礎，并以此配套制定相應的電價政策，是基本合適的。
4.容量電價可按資本金內部收益率3%核算。結合廣東省抽水蓄能電站的市場收益，廣東省抽水蓄能容量電價可按資本金內部收益率3%進行核算，容量電價可保證電站基本的償債能力和財務生存能力。各省可根據本省抽水蓄能電站市場收益，制定容量電價并動態調整。
5.設置區域標桿容量電價。通過這一措施優化了類似“報銷制”的容量電價核算方式，消除了投資者“投資越大，電價越高”的錯覺，起到控制投資的作用；同時可通過設置高于或低于區域中間靜態投資對應容量電價的區域標桿容量，引導抽水蓄能布局在調節電源需求較大但資源較貧乏的區域，或避免在調節電源需求較小的區域集中布局。
6.按照國家定規模、省里定項目的原則，可由本省能源和價格主管部門組織分析并調整如基本收益預期、抽水蓄能電站市場收益、區域標桿容量電價、動態調整周期等關鍵參數，引導本省抽水蓄能電站合理布局、有序建設、控制投資并充分發揮作用。
參考文獻
[1]水電水利規劃設計總院,中國水力發電工程學會抽水蓄能行業分會.抽水蓄能產業發展報告2024[M].中國水利水電出版社,2025.
[2]鄭靜,韓冬,周力.抽水蓄能價格政策完善及市場化發展思考[J].水電與抽水蓄能,2025,11(1):38-43.
[3]崔正輝,韓冬,周力,等.中國抽水蓄能價格機制研究與市場化展望[J].人民長江,2025(3).
[4]李昕瑤,劉納.抽水蓄能兩部制電價市場化方向初步分析[C].抽水蓄能電站工程建設文集,2024.
[5]韓冬,鄭靜,周力,等.中國抽水蓄能站點資源評價與分布特點[J].人民長江,2025(3).
[6]國家發展改革委.關于建立煤電容量電價機制的通知[EB/OL].發改委官方網站,2023-11-10.
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，南方電網調峰調頻發電有限公司王斌，水電水利規劃設計總院韓冬、鄭靜、任偉楠，中國電建集團中南院周鐵柱、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。
