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摘要：我國(guó)抽水蓄能產(chǎn)業(yè)規(guī)模迅速擴(kuò)大，現(xiàn)階段“一站一核”的核價(jià)機(jī)制將面臨較大困難，同時(shí)固定收益率“報(bào) 銷式”核價(jià)不利于發(fā)揮價(jià)格信號(hào)的引導(dǎo)作用?？紤]從鼓勵(lì)先進(jìn)、降低價(jià)格管理成本、反映電站性能價(jià)值、與電 力市場(chǎng)的合理有效銜接、穩(wěn)定投資主體收益預(yù)期等方面完善電價(jià)機(jī)制。本文基于抽水蓄能資源分布、單位投資 造價(jià)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(jià)、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(guó)各?。ㄊ?、區(qū)）抽水蓄能可以劃分四個(gè)資源分區(qū)，大部分省份 在一個(gè)分區(qū)內(nèi)，少部分省份有兩個(gè)資源分區(qū)，形成了抽水蓄能電站區(qū)域標(biāo)桿容量電價(jià)的研究成果，并在區(qū)域標(biāo) 桿容量電價(jià)的基礎(chǔ)上提出兩種和電力市場(chǎng)相銜接的方式，為抽水蓄能價(jià)格政策完善提供參考。
關(guān)鍵詞：抽水蓄能；標(biāo)桿容量電價(jià)；資源分區(qū)；差價(jià)合約；價(jià)格政策
中圖分類號(hào)：TV743 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 學(xué)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(guó)投運(yùn)抽水蓄能5094萬(wàn)kW，核準(zhǔn)在建約1.8億kW，產(chǎn)業(yè)規(guī)模迅速擴(kuò)大。目前我國(guó)抽水蓄能以兩部制電價(jià)政策為主體，以競(jìng)爭(zhēng)性方式形成電量電價(jià)，對(duì)標(biāo)行業(yè)先進(jìn)水平合理核定容量電價(jià)，將容量電價(jià)納入輸配電價(jià)回收，建立適應(yīng)電力市場(chǎng)建設(shè)發(fā)展和產(chǎn)業(yè)發(fā)展需要的調(diào)整機(jī)制[1～3]。
隨著產(chǎn)業(yè)規(guī)模擴(kuò)大，現(xiàn)階段“一站一核”的方式將面臨較大困難，同時(shí)固定收益率“報(bào)銷式”核價(jià)不利于發(fā)揮價(jià)格信號(hào)的引導(dǎo)作用。抽水蓄能價(jià)格政策走向成為行業(yè)的關(guān)注重點(diǎn)，深刻影響著投資者的決策和行業(yè)健康發(fā)展。我國(guó)電力市場(chǎng)還處于建設(shè)完善階段，抽水蓄能作為具有“源、荷、儲(chǔ)”特殊性質(zhì)的電源，宜經(jīng)過(guò)充分探索后，穩(wěn)步走向市場(chǎng)化。從國(guó)外成熟電力市場(chǎng)抽水蓄能電價(jià)政策來(lái)看，固定收入仍然是抽水蓄能的主要來(lái)源，峰谷差價(jià)和輔助服務(wù)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(dǎo)投資、激勵(lì)成本節(jié)約、保障政策延續(xù)性、逐步與電力市場(chǎng)穩(wěn)妥銜接等方面，對(duì)抽水蓄能電價(jià)政策走向及市場(chǎng) 化發(fā)展進(jìn)行了探討，提出了“標(biāo)桿容量電價(jià)+市場(chǎng)化發(fā)展”的政策完善思路。
1 國(guó)內(nèi)外電價(jià)機(jī)制經(jīng)驗(yàn)
美國(guó)大部分抽水蓄能電站由電網(wǎng)公司建設(shè)和經(jīng)營(yíng)，電網(wǎng)統(tǒng)一核算，直接參與電力市場(chǎng)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(guó)專門制定抽水蓄能的電價(jià)機(jī)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(dòng)收入（約占總收入20%～30%）兩部分，相當(dāng)于一種兩部制電價(jià)。歐盟抽水蓄能電站一般作為獨(dú)立市場(chǎng)成員，參與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)[5]。
國(guó)際抽水蓄能電價(jià)機(jī)制發(fā)展為我國(guó)抽水蓄能電價(jià)機(jī)制完善提供了以下啟示：
（1）國(guó)外擁有成熟電力市場(chǎng)的國(guó)家，大部分國(guó)家制定了單獨(dú)的抽水蓄能電價(jià)機(jī)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(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)。
（2）抽水蓄能電站具備獨(dú)立參與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)實(shí)現(xiàn)生存的基礎(chǔ)條件包含兩個(gè)方面[6]，一是運(yùn)行良好的現(xiàn)貨市場(chǎng)，能夠提供足夠深度的峰谷套利；二是完善的輔助服務(wù)市場(chǎng)，使得抽水蓄能電站提供輔助服務(wù)的價(jià)值得到合理的體現(xiàn)。
（3）國(guó)外已投運(yùn)抽水蓄能電站大規(guī)模建設(shè)并不是在風(fēng)光大規(guī)模高比例發(fā)展的時(shí)代，絕大多數(shù)運(yùn)行期也已達(dá)30年以上，其建設(shè)背景、運(yùn)行階段等與我國(guó)差異巨大。
我國(guó)電力市場(chǎng)建設(shè)加速推進(jìn)，為抽水蓄能銜接市場(chǎng)創(chuàng)造了條件。帶有分時(shí)價(jià)格信號(hào)的現(xiàn)貨市場(chǎng)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(chǎng)，峰谷價(jià)差信號(hào)尚不夠明顯。輔助服務(wù)市場(chǎng)建設(shè)已經(jīng)起步[7]，但輔助服務(wù)市場(chǎng)規(guī)模相對(duì)有限，輔助服務(wù)品種尚不完善。目前我國(guó)電力市場(chǎng)已具備抽水蓄能初步銜接市場(chǎng)的條件，但尚不能滿足抽水蓄能電站獨(dú)立生存條件，需要制定單獨(dú)的抽水蓄能電站電價(jià)機(jī)制，在市場(chǎng)完全成熟之前給予一定的政策保障。
2 電價(jià)機(jī)制完善主要原則
根據(jù)存在的問(wèn)題，現(xiàn)行價(jià)格機(jī)制局部完善主要考慮以下幾點(diǎn)原則。
（1）體現(xiàn)鼓勵(lì)先進(jìn)，固定收益率“報(bào)銷式”核價(jià)，不利于激勵(lì)投資主體自主尋求優(yōu)化設(shè)計(jì)、節(jié)約投資，不利于推動(dòng)管理水平提高、推動(dòng)施工技術(shù)和建設(shè)水平提高。
（2）降低價(jià)格管理成本，按目前核準(zhǔn)項(xiàng)目順利建設(shè)預(yù)計(jì)，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(dá)到百座，成本監(jiān)審工作量大。
（3）反應(yīng)電站性能價(jià)值，目前電價(jià)機(jī)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(shí)數(shù)。
（4）與電力市場(chǎng)的合理有效銜接。
（5）穩(wěn)定投資主體收益預(yù)期，抽水蓄能投資規(guī)模大、建設(shè)周期長(zhǎng)，投資決策必須建立在穩(wěn)定的預(yù)期基礎(chǔ)上。
3 抽水蓄能資源特點(diǎn)
3.1 成本結(jié)構(gòu)變化趨勢(shì)
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(jī)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(hù)和水土保持專項(xiàng)工程投資，建設(shè)征地及移民安置補(bǔ)償費(fèi)用，獨(dú)立費(fèi)用，預(yù)備費(fèi)（包括基本預(yù)備費(fèi)、價(jià)差預(yù)備費(fèi)），以及建設(shè)期利息等。根據(jù)我國(guó)可再生能源定額站對(duì)“十五”至“十三五”期間、2021～2022年工程綜合統(tǒng)計(jì)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(shì)；得益于我國(guó)機(jī)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(lái)環(huán)境保護(hù)要求日益提高，環(huán)境保護(hù)和水土保持專項(xiàng)工程投資占比略有上升；獨(dú)立費(fèi)和預(yù)備費(fèi)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(shì)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(duì)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(kù)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(guó)大的區(qū)域來(lái)看，浙閩、兩廣抽水蓄能資源豐富，造價(jià)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(bǔ)水費(fèi)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(shì)平緩，抽水蓄能站點(diǎn)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(diǎn)建設(shè)條件具有相似性。
韓冬等對(duì)我國(guó)抽水蓄能站點(diǎn)資源評(píng)價(jià)及分布進(jìn)行了研究，根據(jù)抽水蓄能平均造價(jià)對(duì)各地級(jí)市資源稟賦按5級(jí)進(jìn)行了分級(jí)量化，初步表明抽水蓄能電站具備執(zhí)行標(biāo)桿電價(jià)的條件，但是按地級(jí)市劃分的資源分區(qū)較復(fù)雜，分區(qū)難連成片，不利于政策執(zhí)行[9]。從鼓勵(lì)先進(jìn)、降低價(jià)格管理成本考慮，本文進(jìn)一步研究了全國(guó)劃分3～5個(gè)資源區(qū)、每個(gè)省盡量一個(gè)資源區(qū)的可行性。標(biāo)桿容量電價(jià)的基礎(chǔ)是合理可行的資源分區(qū)。對(duì)全國(guó)各地區(qū)500多個(gè)正在開(kāi)展前期工作的抽水蓄能電站單位千瓦投資進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，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(guó)抽水蓄能建設(shè)條件分為4類資源區(qū)（見(jiàn)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(diǎn)疊在山脈地形圖上，根據(jù)逐個(gè)統(tǒng)計(jì)比較，各山脈抽水蓄能資源區(qū)分區(qū)內(nèi)[10]，詳見(jiàn)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(jià)、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(guó)333個(gè)地級(jí)市（州、盟），每個(gè)地級(jí)市（州、盟）分別作為一個(gè)研究單元。同時(shí)將北京、天津、上海、重慶、香港、澳門、臺(tái)灣、海南省轄縣分別作為研究單元，和各地級(jí)市一起構(gòu)成了341個(gè)研究單元。根據(jù)各研究單元內(nèi)的山脈分布，兼顧項(xiàng)目單位千瓦投資判別資源分區(qū)。
統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示有234個(gè)研究單元內(nèi)有項(xiàng)目作為判別依據(jù)，107個(gè)研究單元暫無(wú)項(xiàng)目資料進(jìn)行判別。這107個(gè)研究單元分為兩種情況：①區(qū)域內(nèi)無(wú)地形起伏或高差不足，不具備常規(guī)抽水蓄能電站選點(diǎn)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(xiàng)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(lì)建設(shè)抽水蓄能電站，資源分區(qū)從嚴(yán)。
盡量一個(gè)省份劃分為一個(gè)資源區(qū)。根據(jù)統(tǒng)計(jì)情況及工程經(jīng)驗(yàn)總結(jié)，在同一個(gè)山脈的站點(diǎn)靜態(tài)單位千瓦投資一般較接近，但是我國(guó)行政劃分和地理地形有一定區(qū)別，同一個(gè)山脈一般會(huì)穿越多個(gè)省份，各個(gè)省份山脈地形豐富。因此，省內(nèi)項(xiàng)目會(huì)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(diǎn)，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(diǎn)優(yōu)先開(kāi)發(fā)，因此資源區(qū)劃分宜偏向覆蓋投資較低的站點(diǎn)。比如：浙江省整體建設(shè)條件較好，大多數(shù)項(xiàng)目單位造價(jià)低于5500元/kW，有少數(shù)項(xiàng)目超過(guò)5500元/kW，該省目前各地級(jí)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(gè)資源區(qū)。
部分省（區(qū)、市）需要?jiǎng)澐謨蓚€(gè)或者多個(gè)資源區(qū)。東北三省境內(nèi)抽水蓄能電站主要集中在長(zhǎng)白山脈、大小興安嶺和完達(dá)山山脈，長(zhǎng)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)?yīng)；完達(dá)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(duì)應(yīng)，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(jì)結(jié)果來(lái)看，信陽(yáng)市、南陽(yáng)市建設(shè)條件較好，與一類資源區(qū)相對(duì)應(yīng)，其余地區(qū)建設(shè)條件和二類資源區(qū)對(duì)應(yīng)，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(jì)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(jiàn)表4。
按以上思路，將全國(guó)按表2的資源區(qū)進(jìn)行劃分，以全國(guó)資源分區(qū)為基礎(chǔ)，區(qū)域標(biāo)桿容量電價(jià)具備可行性。
4 抽水蓄能價(jià)格政策市場(chǎng)化發(fā)展
在區(qū)域標(biāo)桿容量電價(jià)的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步考慮反應(yīng)電站性能價(jià)值、與電力市場(chǎng)合理銜接、穩(wěn)定投資預(yù)期等，提出了兩種向電力市場(chǎng)銜接的思路。
4.1 方案1：標(biāo)桿容量電價(jià)+政府授權(quán)差價(jià)合約
4.1.1 主要思路
（1）建立統(tǒng)籌區(qū)域資源差異的標(biāo)桿容量電價(jià)。借鑒新能源分區(qū)域標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)政策、煤電容量電價(jià)政策，基于資源分區(qū)建立抽水蓄能容量標(biāo)桿電價(jià)機(jī)制。按照《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(jiàn)》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào)）要求，以40年經(jīng)營(yíng)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(cè)算標(biāo)桿容量電價(jià)。
以各類資源區(qū)中間靜態(tài)單位千瓦投資對(duì)應(yīng)的容量電價(jià)作為該資源區(qū)的標(biāo)桿容量電價(jià)，一類資源區(qū)標(biāo)桿容量電價(jià)取 600元/（kW·年），二類資源區(qū)標(biāo)桿容量電價(jià)取650元/（kW·年），三類資源區(qū)標(biāo)桿容量電價(jià)取700元/（kW·年），四類資源區(qū)標(biāo)桿容量電價(jià)取740元/（kW·年）。
如果全國(guó)采用一個(gè)標(biāo)桿容量電價(jià)，則可以對(duì)各資源分區(qū)設(shè)置調(diào)整系數(shù)，調(diào)整系數(shù)見(jiàn)表5。
（2）通過(guò)政府授權(quán)差價(jià)合約方式穩(wěn)定抽水蓄能投資回報(bào)預(yù)期。差價(jià)合約可用于對(duì)沖市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)，通過(guò)簽訂差價(jià)合約，設(shè)置容量電價(jià)調(diào)節(jié)資金池，穩(wěn)定開(kāi)發(fā)主體收益預(yù)期。比如位于一類資源區(qū)的抽水蓄能電站，裝機(jī)容量100萬(wàn)kW，其標(biāo)桿容量電價(jià)為600元/（kW·年），年容量電費(fèi)6億元（合同履約價(jià)）。電站按照電力市場(chǎng)規(guī)則參與交易，如果收益低于合同履約價(jià)，則容量電價(jià)調(diào)節(jié)池向發(fā)電企業(yè)提供補(bǔ)貼至合同履約價(jià)，如果收益高于合同履約價(jià)，則發(fā)電企業(yè)將高出部分返還容量電價(jià)調(diào)節(jié)池。
抽水蓄能電站建成后，經(jīng)營(yíng)期內(nèi)機(jī)組逐步退出差價(jià)合約。經(jīng)營(yíng)期結(jié)束后全部通過(guò)市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)獲取收益。
4.1.2電站性能價(jià)值考量
（1）連續(xù)滿發(fā)小時(shí)數(shù)差異。
不同的連續(xù)滿發(fā)小時(shí)數(shù)是抽水蓄能一項(xiàng)重要的性能參數(shù)[11]。從本次統(tǒng)計(jì)的500多座抽水蓄能電站來(lái)看，連續(xù)滿發(fā)小時(shí)數(shù)5h占比約為10%，連續(xù)滿發(fā)小時(shí)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(shí)數(shù)在容量電價(jià)中的價(jià)值，研究選取華北、東北、華中、華東、南方、西北6個(gè)片區(qū)的8個(gè)省區(qū)為代表，對(duì)各省區(qū)電力系統(tǒng)特點(diǎn)及連續(xù)滿發(fā)小時(shí)數(shù)需求進(jìn)行分析，初步明確連續(xù)滿發(fā)小時(shí)數(shù)的基準(zhǔn)要求。同時(shí)，在上述8個(gè)省區(qū)內(nèi)選擇抽水蓄能電站項(xiàng)項(xiàng)目為樣本，對(duì)樣本電站不同連續(xù)滿發(fā)小時(shí)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(jìn)行分析，以此確定不同連續(xù)滿發(fā)小時(shí)數(shù)的投資與效益關(guān)系，并提出不同連續(xù)滿發(fā)小時(shí)數(shù)和基準(zhǔn)連續(xù)滿發(fā)小時(shí)數(shù)之間的效益～投資～電價(jià)關(guān)聯(lián)?？傮w來(lái)看，增加利用小時(shí)數(shù)時(shí)，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(lái)越小。
根據(jù)對(duì)8個(gè)代表省區(qū)電力系統(tǒng)特點(diǎn)的研究，大部分省區(qū)電網(wǎng)調(diào)峰時(shí)長(zhǎng)需求多在4～6h，新能源儲(chǔ)能多在6～8h，即從滿足系統(tǒng)需求和配合新能源消納來(lái)看，抽水蓄能連續(xù)滿發(fā)小時(shí)數(shù)應(yīng)至少保障5h，以達(dá)到6h為宜。
綜合考慮，宜規(guī)定電站連續(xù)滿發(fā)小時(shí)數(shù)不得低于5h，在核定電價(jià)時(shí)以6h為基礎(chǔ)，按調(diào)整系數(shù)修正，根據(jù)統(tǒng)計(jì)每增加1h，項(xiàng)目投資增加在1%～4%之間，因此考慮合理利用資源，在標(biāo)桿容量電價(jià)的基礎(chǔ)上，考慮設(shè)置連續(xù)滿發(fā)小時(shí)數(shù)容量電價(jià)調(diào)整系數(shù)。
（2）裝機(jī)容量差異。
抽水蓄能電站建設(shè)具有規(guī)模效益，機(jī)組臺(tái)數(shù)越多，單位千瓦投資越低，因此對(duì)于區(qū)域內(nèi)的6臺(tái)機(jī)、8臺(tái)機(jī)等項(xiàng)目，在標(biāo)桿容量電價(jià)基礎(chǔ)上考慮一個(gè)下調(diào)系數(shù)，反映出項(xiàng)目的規(guī)模效益。因此，電站容量?jī)r(jià)格計(jì)算公式如下：
電站容量?jī)r(jià)格=區(qū)域標(biāo)桿容量電價(jià)×（1+機(jī)組臺(tái)數(shù)調(diào)整系數(shù)）×（1+連續(xù)滿發(fā)利用小時(shí)數(shù)調(diào)整系數(shù)）（1）
4.2 方案2：固定收入+變動(dòng)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(cè)算區(qū)域資源差異的標(biāo)桿容量電價(jià)。
（2）不再設(shè)立容量電價(jià)調(diào)節(jié)池，所有機(jī)組參與市場(chǎng)交易，抽水蓄能從市場(chǎng)獲取的收益由開(kāi)發(fā)企業(yè)單獨(dú)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(jià)格激勵(lì)和引導(dǎo)作用，標(biāo)桿容量電價(jià)能夠激勵(lì)建設(shè)方合理控制投資、縮短建設(shè)周期，對(duì)連續(xù)滿發(fā)利用小時(shí)數(shù)的鼓勵(lì)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(jì)、布局合理的站點(diǎn)進(jìn)行投資。
（2）有利于政策過(guò)渡，在我國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)具備抽水蓄能成熟前，有效實(shí)現(xiàn)核定電價(jià)和市場(chǎng)機(jī)制的銜接。
（3）減輕核定工作量。執(zhí)行標(biāo)桿電價(jià)，將大大減輕核定電價(jià)的工作量，提高價(jià)格管理效率。
方案1可以在保障投資主體長(zhǎng)期穩(wěn)定收益的同時(shí)，實(shí)現(xiàn)容量“補(bǔ)貼”的有序退坡，不會(huì)給投資主體在市場(chǎng)化過(guò)程中造成過(guò)大的現(xiàn)金流震動(dòng)。但是調(diào)動(dòng)投資運(yùn)營(yíng)主體積極參與市場(chǎng)的激勵(lì)作用不夠強(qiáng)。
與方案1相比，方案2固定收入部分降低，市場(chǎng)收益主要由開(kāi)發(fā)企業(yè)享有，可以提高投資主體參與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)的積極性，更符合我國(guó)電力市場(chǎng)改革方向。對(duì)于開(kāi)發(fā)企業(yè)來(lái)講，目前方案2風(fēng)險(xiǎn)更大。
5 結(jié)束語(yǔ)
（1）本文結(jié)合抽水蓄能資源稟賦分布特點(diǎn)，提出了以省級(jí)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(biāo)桿容量電價(jià)機(jī)制的探索思考，可大大降低價(jià)格管理成本，并能引導(dǎo)企業(yè)選擇優(yōu)質(zhì)站點(diǎn)進(jìn)行開(kāi)發(fā)，同時(shí)加強(qiáng)設(shè)計(jì)優(yōu)化和自身管理，供行業(yè)發(fā)展參考借鑒。
（2）對(duì)于和市場(chǎng)銜接，本文提出了政府授權(quán)的差價(jià)合約方式和全面進(jìn)入市場(chǎng)兩種方案，兩種方案均以標(biāo)桿容量電價(jià)為基礎(chǔ)，同時(shí)有效地實(shí)現(xiàn)了和電力市場(chǎng)的合理銜接，對(duì)投資主體的收益預(yù)期有所保障，但是風(fēng)險(xiǎn)程度有所差異。
（3）下一步需要進(jìn)一步研究資源分區(qū)方案、連續(xù)滿發(fā)利用小時(shí)數(shù)調(diào)整系數(shù)和裝機(jī)容量調(diào)整系數(shù)。
