中國儲能網(wǎng)訊：在我國推進(jìn)“雙碳”目標(biāo)的背景下，抽水蓄能技術(shù)發(fā)揮著不可替代的系統(tǒng)支撐作用：一方面，其顯著提升了電力系統(tǒng)對風(fēng)電、光伏等間歇性可再生能源的消納能力；另一方面，作為傳統(tǒng)火電調(diào)峰的高效替代方案，其運(yùn)行過程幾乎不產(chǎn)生直接碳排放，可大幅降低對化石能源的依賴，為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)提供重要的靈活調(diào)節(jié)能力。
當(dāng)前，抽水蓄能技術(shù)因其技術(shù)成熟度高、運(yùn)行安全可靠、響應(yīng)迅速、儲能容量大（單站規(guī)模可達(dá)百萬千瓦級）、使用壽命長（設(shè)計(jì)壽命普遍超80年）及環(huán)境友好等突出優(yōu)勢，被公認(rèn)為唯一兼具規(guī)模效益與經(jīng)濟(jì)可行性的儲能解決方案。依據(jù)國家能源局《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021～2035年）》，2030年，我國抽水蓄能裝機(jī)容量預(yù)計(jì)達(dá)1.2億千瓦。這一戰(zhàn)略布局將有力支撐碳達(dá)峰目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)，并在保障能源安全與促進(jìn)能源綠色低碳轉(zhuǎn)型中發(fā)揮協(xié)同增效的作用。
基于上述背景，筆者通過系統(tǒng)考察國內(nèi)外抽水蓄能電價(jià)形成機(jī)制，重點(diǎn)探討我國現(xiàn)行政策及未來可能的演化路徑。最后，結(jié)合華電福建公司“常規(guī)+混合+海上”全抽蓄業(yè)務(wù)模式的典型案例，提出適應(yīng)新的電力市場環(huán)境的電價(jià)政策機(jī)制與運(yùn)營管理優(yōu)化建議，旨在為行業(yè)政策制定與企業(yè)實(shí)踐提供有益參考。
國際抽蓄經(jīng)驗(yàn)及對我國的啟示
截至2023年底，全球抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模中，中國以5094萬千瓦穩(wěn)居世界首位，日本（2747萬千瓦）和美國（2217萬千瓦）分列第二、三位。然而，歐美日等傳統(tǒng)抽水蓄能強(qiáng)國的電站大多建于20世紀(jì)電氣化快速發(fā)展時期，超過80%的機(jī)組已投運(yùn)30年以上。這一歷史背景與我國當(dāng)前大規(guī)模風(fēng)電、光伏并網(wǎng)及新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的需求形成鮮明對比，導(dǎo)致各國在抽蓄電站功能定位、運(yùn)營模式乃至電價(jià)機(jī)制方面存在顯著差異。
現(xiàn)階段，日本抽水蓄能電站主要采用租賃制（電源開發(fā)商參與）和內(nèi)部核算制（電力公司主導(dǎo)）；美國則以電網(wǎng)統(tǒng)一運(yùn)營模式為主（抽蓄電站約占70%），輔以租賃運(yùn)營和少量獨(dú)立運(yùn)營，直接參與電力市場的比例較低；英國抽水蓄能電站雖然總體規(guī)模有限，但其高度市場化的發(fā)電側(cè)環(huán)境使其能夠作為獨(dú)立成員參與市場，其收入明確區(qū)分為年度交易的固定收入與競價(jià)交易的變動收入兩部分，構(gòu)成典型的兩部制電價(jià)模式（見表）。
我國抽蓄項(xiàng)目電價(jià)政策歷程
為適應(yīng)不同發(fā)展階段的需求并配合電力體制改革進(jìn)程，我國持續(xù)探索適合國情的抽水蓄能電站投資體制、經(jīng)營模式和電價(jià)機(jī)制。縱觀發(fā)展歷程，我國抽水蓄能電站價(jià)格政策的演變可劃分為三個具有明顯特征的階段。
第一階段（2014年以前），以電網(wǎng)企業(yè)主導(dǎo)為主要特征。國家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于抽水蓄能電站建設(shè)管理有關(guān)問題的通知》(發(fā)改能源〔2004〕71號)，明確抽蓄電站原則上由電網(wǎng)經(jīng)營企業(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)上通過電網(wǎng)購銷價(jià)差進(jìn)行疏導(dǎo)。在此階段，投資主體主要為電網(wǎng)企業(yè)，運(yùn)營模式采用電網(wǎng)統(tǒng)一運(yùn)營或租賃運(yùn)營，價(jià)格機(jī)制以電網(wǎng)內(nèi)部核算電價(jià)或容量制電價(jià)為主，先后核定了桐柏、泰安、宜興、瑯琊山等抽水蓄能電站的租賃費(fèi)用(2008年租賃費(fèi)用統(tǒng)一改為容量電費(fèi))。
第二階段（2014～2021年），是電價(jià)機(jī)制轉(zhuǎn)型的探索期。國家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制有關(guān)問題的通知》(發(fā)改能源〔2014〕1763號)，初步明確了兩部制電價(jià)機(jī)制，將容量電費(fèi)和抽發(fā)損耗納入當(dāng)?shù)仉娋W(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。然而，2019年國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)的《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》明確規(guī)定抽蓄電站成本費(fèi)用與電網(wǎng)輸配電業(yè)務(wù)無關(guān),不得計(jì)入輸配電定價(jià)成本, 導(dǎo)致成本分?jǐn)偸鑼?dǎo)實(shí)質(zhì)“落空”。這一政策沖突造成了兩部制電價(jià)政策落地性不足, 在該階段出現(xiàn)電網(wǎng)內(nèi)部結(jié)算、單一電量電價(jià)、容量電價(jià)、兩部制電價(jià)多種電價(jià)機(jī)制并存的局面，抽蓄的成本回收、合理收益得不到有效保障，制約了抽水蓄能行業(yè)的健康發(fā)展。
第三階段（2021年至今），我國抽水蓄能電價(jià)機(jī)制進(jìn)入成熟期。國家發(fā)改委發(fā)布的《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) ，要求堅(jiān)持以兩部制電價(jià)政策為主體，以競爭性方式形成電量電價(jià)，將容量電價(jià)納入省級電網(wǎng)輸配電價(jià)回收，同時強(qiáng)化與電力市場建設(shè)發(fā)展的銜接，明確了容量電費(fèi)反映系統(tǒng)調(diào)節(jié)價(jià)值、電量電費(fèi)體現(xiàn)市場價(jià)差收益的基本原則。該意見在承接過往對抽蓄發(fā)展相關(guān)政策的基礎(chǔ)上,進(jìn)一步完善了抽蓄價(jià)格形成機(jī)制，解決了長久以來影響抽蓄行業(yè)發(fā)展的容量電費(fèi)疏導(dǎo)問題。國家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(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)，明確容量費(fèi)用通過工商業(yè)用戶用電價(jià)格中的系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用進(jìn)行疏導(dǎo)。國家發(fā)改委《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)依據(jù)633號文的核定辦法，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)，標(biāo)志著兩部制電價(jià)的落地。
抽蓄項(xiàng)目現(xiàn)行電價(jià)機(jī)制及未來完善方向探討
當(dāng)前，我國抽水蓄能價(jià)格機(jī)制改革已取得階段性成果，633號文確立的兩部制電價(jià)機(jī)制通過設(shè)定固定收益率（6.5%資本金收益率，40年經(jīng)營期）的容量電價(jià)，有效穩(wěn)定了行業(yè)投資預(yù)期，促進(jìn)了抽水蓄能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。然而，隨著政策實(shí)施的深入，該機(jī)制在實(shí)踐過程中逐漸顯現(xiàn)出若干亟待解決的問題，主要體現(xiàn)在行業(yè)發(fā)展質(zhì)量、監(jiān)管效能和成本傳導(dǎo)三個方面。
在行業(yè)發(fā)展效率方面，現(xiàn)行的固定收益率保障機(jī)制雖然刺激了投資熱情（2023年新核準(zhǔn)項(xiàng)目達(dá)47個、總裝機(jī)6890萬千瓦，規(guī)模超過前十年總和），但同時也帶來了效率隱憂。一方面，部分區(qū)域已出現(xiàn)調(diào)節(jié)容量結(jié)構(gòu)性過剩的跡象；另一方面，固定收益率保障機(jī)制弱化了市場競爭力，導(dǎo)致投資主體在技術(shù)創(chuàng)新、成本控制和運(yùn)營效率提升方面動力不足。
在監(jiān)管效能方面，隨著產(chǎn)業(yè)規(guī)?？焖贁U(kuò)張，預(yù)計(jì)未來三個監(jiān)管周期內(nèi)投產(chǎn)的抽蓄電站將達(dá)百座量級?，F(xiàn)行的“一站一核”成本監(jiān)審模式不僅帶來巨大的行政成本，其監(jiān)管效率也難以適應(yīng)抽蓄電站規(guī)?；l(fā)展需求。
在成本傳導(dǎo)壓力方面，當(dāng)前，容量電費(fèi)的大規(guī)模傳導(dǎo)對終端電價(jià)造成明顯負(fù)擔(dān)，對高耗能企業(yè)的邊際成本影響尤為突出。533號文核定的48座抽水蓄能電站形成容量電費(fèi)274.6億元/年，根據(jù)2023年全國工商業(yè)用電量77439億千瓦時測算，影響單位度電成本3.54厘/千瓦；其中福建4座抽水蓄能電站形成容量電費(fèi)26.6億元/年；根據(jù)2023年福建工商業(yè)用電量2458億千瓦時測算，影響單位度電成本1.08分/千瓦。
需要辯證看待的是，抽水蓄能作為支撐新能源大規(guī)模發(fā)展的關(guān)鍵調(diào)節(jié)資源，其帶來的系統(tǒng)價(jià)值不容忽視。新能源成本持續(xù)下降產(chǎn)生的電價(jià)空間，可以在一定程度上對沖抽蓄容量電費(fèi)產(chǎn)生的系統(tǒng)費(fèi)用。這一發(fā)現(xiàn)也為完善我國抽水蓄能電價(jià)機(jī)制提供了政策啟示，應(yīng)當(dāng)建立更加靈活的成本分?jǐn)倷C(jī)制，充分考量抽蓄建設(shè)與新能源及其他電源品種的協(xié)同效應(yīng)，實(shí)現(xiàn)電力系統(tǒng)整體成本的優(yōu)化配置。
隨著電力市場化改革的深入推進(jìn)和新型電力系統(tǒng)建設(shè)的發(fā)展，我國抽水蓄能電價(jià)機(jī)制還將進(jìn)一步完善，以實(shí)現(xiàn)優(yōu)化區(qū)域布局、引導(dǎo)理性投資和完善市場銜接的目的。對于已納入533號文核定范圍的48座存量電站，為保障政策連續(xù)性和市場穩(wěn)定性，預(yù)計(jì)將繼續(xù)沿用633號文確立的容量電價(jià)核定框架，但隨省級電網(wǎng)輸配電價(jià)監(jiān)管周期同步動態(tài)調(diào)整，對標(biāo)行業(yè)先進(jìn)水平，合理確定核價(jià)參數(shù)，以確保價(jià)格信號能夠及時反映成本先進(jìn)水平和市場實(shí)際情況。
對于增量電站的電價(jià)機(jī)制設(shè)計(jì)，預(yù)計(jì)將在現(xiàn)行兩部制電價(jià)政策基礎(chǔ)上進(jìn)一步完善創(chuàng)新。在容量電價(jià)方面，基于國際經(jīng)驗(yàn)比較和國內(nèi)實(shí)踐探索，未來抽蓄電站可能存在四種價(jià)格模式：
一是標(biāo)桿電價(jià)模式。以行政區(qū)域?yàn)閱挝?，綜合考慮范圍內(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)。目前，已有研究提出基于“資源區(qū)”的標(biāo)桿電價(jià)測算方法，對同一山脈區(qū)域內(nèi)抽蓄電站的地質(zhì)條件、資源稟賦、建設(shè)成本進(jìn)行聚類分析；再通過地理山川分布映射行政區(qū)分區(qū)，遵循“同山同價(jià)、就近就低、集中連片、區(qū)域統(tǒng)籌”的原則，形成行政區(qū)域資源分區(qū)，以各資源區(qū)內(nèi)中位數(shù)靜態(tài)單位千瓦投資對應(yīng)的容量電價(jià)作為區(qū)域標(biāo)桿價(jià)。
二是市場化招標(biāo)模式。每年由電網(wǎng)企業(yè)在政府指導(dǎo)下發(fā)布容量需求，各抽蓄電站投資經(jīng)營主體進(jìn)行競爭性報(bào)價(jià)。該機(jī)制類似于新能源上網(wǎng)電價(jià)市場化改革中提出的機(jī)制電價(jià)競價(jià)方式。短期內(nèi)，招標(biāo)形成的容量電價(jià)可能存在下行趨勢。
三是容量成本補(bǔ)償或容量市場模式。在已建立容量市場的地區(qū)，可直接參與容量市場競爭；在尚未建立容量市場的地區(qū)，執(zhí)行統(tǒng)一的固定容量電價(jià)，類似于現(xiàn)行的煤電容量電價(jià)機(jī)制。
四是聯(lián)合運(yùn)營模式。抽蓄電站與新能源、核電等其他電源主體建立長期容量協(xié)作關(guān)系，通過簽訂長期容量購買或租賃協(xié)議，由特定電源方支付容量費(fèi)用，從而獲得對抽蓄電站調(diào)節(jié)能力的優(yōu)先使用權(quán)。
以上四種模式并非相互排斥，而是可以根據(jù)市場成熟度和發(fā)展需求進(jìn)行階段性應(yīng)用乃至組合應(yīng)用。
在電量電價(jià)方面，市場參與機(jī)制將進(jìn)一步完善，通過深化電能量現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場建設(shè)，為抽蓄電站創(chuàng)造“低儲高發(fā)”的價(jià)格套利空間和系統(tǒng)服務(wù)價(jià)值實(shí)現(xiàn)渠道。同時，預(yù)計(jì)將優(yōu)化市場化收益分配機(jī)制，逐步提高現(xiàn)行20%的市場化收益留存比例。這種漸進(jìn)式改革路徑既能夠考慮當(dāng)前電力市場發(fā)展階段的特征，又為未來政策調(diào)整預(yù)留充分的空間，有助于推動抽蓄產(chǎn)業(yè)實(shí)現(xiàn)從政策驅(qū)動向市場驅(qū)動的平穩(wěn)轉(zhuǎn)型，為新型電力系統(tǒng)建設(shè)提供更加靈活、高效的調(diào)節(jié)資源。
未來工作建議
華電福建公司在抽水蓄能領(lǐng)域已形成具有示范意義的“常規(guī)+混合+海上”全業(yè)務(wù)模式布局。其中，周寧抽水蓄能項(xiàng)目作為華電集團(tuán)及五大發(fā)電集團(tuán)首個抽水蓄能項(xiàng)目，具有重要的戰(zhàn)略開拓意義；古田溪混合式抽水蓄能項(xiàng)目作為福建省首個混合式抽蓄示范工程，引領(lǐng)了存量水電改造升級的新模式；浮鷹島海水抽水蓄能項(xiàng)目作為全國唯一的海洋環(huán)境抽蓄示范工程，開辟海洋能源利用新路徑。這一多元化業(yè)務(wù)布局為行業(yè)研究不同類型抽蓄項(xiàng)目的發(fā)展策略提供了典型案例和可借鑒經(jīng)驗(yàn)。
在電價(jià)政策應(yīng)對層面，需要進(jìn)行差異化的分類施策。對于已納入533號文核價(jià)范圍的抽蓄電站，應(yīng)密切跟蹤省級電網(wǎng)輸配電價(jià)成本監(jiān)審動態(tài)，確保在下一監(jiān)管周期獲得與投資水平相匹配的合理容量電價(jià)；持續(xù)跟蹤其未來電價(jià)政策導(dǎo)向，積極爭取合理的個性化政策支持。
目前，混合式抽蓄項(xiàng)目普遍面臨規(guī)模經(jīng)濟(jì)性不足的挑戰(zhàn)，有較多30萬千瓦以下的中小型工程，受規(guī)模效益制約，靜態(tài)單位千瓦投資普遍偏高。但此類項(xiàng)目對盤活我國存量水電資源、推動中小型抽蓄電站因地制宜開發(fā)具有重要戰(zhàn)略價(jià)值。建議考慮引入裝機(jī)規(guī)模調(diào)整系數(shù)，即在標(biāo)桿電價(jià)或基準(zhǔn)電價(jià)基礎(chǔ)上，根據(jù)實(shí)際裝機(jī)容量折算調(diào)整系數(shù)，科學(xué)反映不同規(guī)模項(xiàng)目的單位成本特性。
海水抽蓄項(xiàng)目則面臨更高的技術(shù)成本。其示范意義不僅在于填補(bǔ)技術(shù)空白，更可通過耦合海島間歇性可再生能源，探索可靠的海島發(fā)電系統(tǒng)模式，為緩解海島缺電困境、支撐海洋經(jīng)濟(jì)及國防建設(shè)提供關(guān)鍵基礎(chǔ)設(shè)施。建議考慮參照633號文的容量電價(jià)核定方法進(jìn)行專項(xiàng)核價(jià)，在運(yùn)營初期給予個性化的容量電費(fèi)收入支持，化解特殊示范工程的高風(fēng)險(xiǎn)屬性。
在運(yùn)營管理優(yōu)化層面，應(yīng)重點(diǎn)培育兩大核心競爭能力：其一是全生命周期成本管控能力。通過優(yōu)化設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)、創(chuàng)新施工工藝、強(qiáng)化供應(yīng)鏈管理等措施，在確保工程質(zhì)量和安全性能的前提下，系統(tǒng)性降低建設(shè)和運(yùn)維成本。其內(nèi)在邏輯在于，無論未來可能實(shí)施區(qū)域標(biāo)桿電價(jià)機(jī)制，抑或推行全國統(tǒng)一的固定容量電價(jià)機(jī)制，具備更低單位成本的項(xiàng)目都將在既定電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)下獲得更顯著的超額收益；同時在參與容量招標(biāo)、容量市場競爭的模式下，占據(jù)更強(qiáng)的成本競爭優(yōu)勢。其二是市場化運(yùn)營能力。隨著電力市場化改革的深入推進(jìn)，抽蓄項(xiàng)目收益結(jié)構(gòu)將逐步從高比例容量電費(fèi)轉(zhuǎn)向多元化收益，市場化收益自主支配比例也將逐步提升。
