抽水蓄能电价政策市场化建议研究
马良 杨文婷 吴立恒
导读
当前我国电力市场改革稳步有序推进，新能源等电源品种逐步进入市场，抽水蓄能电价政策市场化改革势在必行。为实现基本收益预期并保障企业投资积极性，建议以资本金内部收益率6%为基础配套制定电价政策，根据抽水蓄能电站的市场收益变化动态调整容量电价，以确保容量补偿收益的合理性。本文结合广东省电力现货市场价格以及入市抽水蓄能电站的实际运行情况，初步测算了广东省抽水蓄能电站的电量收益，并考虑广东省抽水蓄能辅助服务补偿相关政策，我们建议广东省抽水蓄能容量电价可按资本金内部收益率3%进行核算。该容量电价能促进广东省存量抽水蓄能在市场中不断优化竞争策略、增量抽水蓄能进一步优化布局更好发挥功能作用，并使增量抽水蓄能实现基本收益预期、具有偿债能力和财务生存能力。各省可根据本省抽水蓄能电站市场收益，制定容量电价并动态调整。我们还建议设置区域标杆容量电价引导抽水蓄能优化布局、控制投资，结合区域抽水蓄能整体投资水平，通过提高区域标杆容量电价引导抽水蓄能布局在调节电源需求较大但资源较贫乏的区域，通过降低区域标杆容量电价避免抽水蓄能在调节电源需求较小的区域集中布局。按照国家定规模、省里定项目的原则，可由本省能源和价格主管部门组织分析并调整如基本收益预期、抽水蓄能电站市场收益、区域标杆容量电价、动态调整周期等关键参数，引导本省抽水蓄能电站合理布局、有序建设、控制投资并充分发挥作用。
一、研究背景
抽水蓄能是我国当前技术成熟、经济性优、具备大规模开发条件的清洁绿色、灵活安全的调节电源，可发挥调峰、填谷、储能、调频、调相、备用、黑启动等功能并提供转动惯量，具有双向调节能力、秒级响应能力、爬坡速度快等显著优势，对保障新型电力系统安全稳定运行、支撑新能源高质量跃升发展具有重要作用。在“双碳”目标引领下，随着新型能源体系、新型电力系统加快建设，抽水蓄能需求空间广阔[1]。
2021 年，国家发展改革委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号），该政策文件在保障投资主体合理收益、助力抽水蓄能行业快速发展方面发挥了积极作用，但未就如何通过价格机制引导工程投资控制[2]、合理布局及效能发挥作出具体规定。
当前全国电力市场改革稳步有序推进，国家陆续出台关于完善价格治理机制的意见，以及电力现货市场基本规则（试行）、电力辅助服务市场基本规则等，推进抽水蓄能电价政策市场化改革符合电力市场改革要求，是大势所趋[3-4]。
二、抽水蓄能发展现状
2024年，国家能源局下达了全国各省、自治区、直辖市2035年的抽水蓄能合理需求规模，以2035年风光规模30亿kW为边界，2035年全国服务电力系统的抽水蓄能需求规模预计将达到3.95亿kW。在联合国气候变化峰会上，我国提出了2035年风电太阳能发电装机目标，即风电和太阳能发电总装机容量力争达到36亿kW。这一目标是中国应对全球气候变化、践行“双碳”承诺的又一重大举措。
截至2024年底，我国抽水蓄能电站已建装机容量达到5869万kW，已核准项目装机容量约2亿kW，另有1.4亿kW的项目已纳入实施规划。然而，受电价政策预期不稳定的影响，新增核准项目数量明显减少，部分已核准的存量项目出现"核而不建"现象，甚至有投资主体选择暂停工程建设或转让开发权。此外，已核准和纳入规划的部分项目还存在布局不合理的问题。
根据中国电力企业联合会的权威预测，“十五五”期间新能源将保持大规模发展态势，预计到2030年，全国风光发电装机容量将达到25亿至30亿kW，新能源电量渗透率将提升至30%。在新能源大规模接入的同时，电力系统将面临多重挑战：极端条件下新能源波动速率过快可能导致系统频率持续偏离、系统抵御故障冲击能力显著下降、转动惯量不足以及宽频域振荡等问题将日益突出，对优质调节资源的需求将更加迫切。
然而，从当前抽水蓄能电站的建设趋势来看，无论是建设规模还是布局合理性，都难以满足新型电力系统建设的需求，这将对电力系统的安全稳定运行构成严重威胁。
三、抽水蓄能电价市场化改革建议
结合构建新型电力系统对抽水蓄能电站质和量的需求，抽水蓄能电价政策市场化改革既要实现基本收益预期，引导投资满足抽水蓄能建设规模，又要加强竞争引导抽水蓄能建设优化布局、控制投资并在电力系统中充分发挥作用。在抽水蓄能电站可以完全通过市场获得合理收益之前，抽水蓄能电价政策仍要坚持两部制电价，即容量电价（容量补偿收益）+电量电价和辅助服务（市场收益）的模式。我们对抽水蓄能电价市场化改革提出以下建议。
（一）按资本金内部收益率6%配套制定电价政策
资本金内部收益率直接反映了投资者的投资回报情况。《水电建设项目经济评价规范》（DL/T 5441-2010）明确经营期内资本金财务内部收益率按略高于同期国内银行5年期以上贷款年利率计算。这些年，随着我国商业贷款利率的逐步走低，我国水电工程在财务分析中采用的资本金内部收益率也在逐步减小，从2000年以来大体经历了10%、8%、6%的降低过程。建设项目经济评价与参数（2006年第三版）明确水库发电工程、抽水蓄能电站资本金内部收益率取10%；2021年633号文明确抽水蓄能电站资本金内部收益率6.5%；据了解，目前几大发电集团在水电项目投资决策时，普遍要求资本金内部收益率在6%以上。我们认为，抽水蓄能是国家积极鼓励和支持的行业，从保障企业投资开发抽水蓄能的积极性和目前的利率水平等方面综合考虑，目前抽水蓄能项目资本金内部收益率按6%为基础，并以此配套制定相应的电价政策，是基本合适的。国家发展改革委近期对需要财政支持的水电站进行审批时，也是按资本金内部收益率6%来测算中央预算内投资使用额度的。
（二）容量电价可按资本金内部收益率3%核算
1.广东省抽水蓄能市场收益分析
2024年7月，广东省能源局、国家能源局南方监管局印发《广东省抽水蓄能参与电力市场交易实施方案》；2024年9月，广东电力交易中心印发《广东省抽水蓄能参与电力市场交易细则（试行）》，这是全国首份省级抽水蓄能参与电力市场实施细则，旨在探索推进抽水蓄能电价政策改革和市场化发展。
结合2025年广东省第一季度现货市场价格以及进入现货市场的抽水蓄能电站实际运行情况，120万kW装机的抽水蓄能电站尽量做到在电价较低的8小时抽水，其他时间基本均匀出力，详见图1。通过抽水和发电电价差可获得电量收益约1800万元（含税，以下收益和容量电价均含税），如能在电价较高的时刻集中出力则电量收益可进一步升高。
数据来源：作者整理。
图1 2025年1月1日实时电价与抽水发电情况示意图
2024年9月1日起，南网储能公司梅州一期抽水蓄能电站以全电量“报价报量”方式参与广东电力现货市场试运行，这是全国首家以此方式参与电力现货市场的抽水蓄能电站。2025年第一季度，梅州一期抽水蓄能电站参与现货市场累计抽水用电3.12亿kWh，平均电价0.24元/kWh；累计出清发电电量2.24亿kWh，平均电价0.4元/kWh，电站通过峰谷分时电价套利1470万元。受系统的负荷平衡约束、断面潮流约束等出清规则的影响，加上抽水蓄能机组因系统运行安全约束或人工安全调控等非自身原因，出现报价范围外的调用，导致了实际收益和测算收益的差别。同时，2025年第一季度，梅州抽水蓄能也提供了调频、调压等辅助服务，但按照目前的规则进入现货市场的机组没有辅助服务补偿。
2025年5月12日，作为《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）的配套细则，广东电力交易中心发布《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则（征求意见稿）》。随着新能源上网电价的进一步市场化，抽水蓄能通过“低抽高发”获得的收益有望进一步增大。
2.广东省抽水蓄能容量电价测算
根据以上测算，广东省抽水蓄能电站的年市场收益约为7200万元，合60元/kW·年。为实现电站资本金内部收益率6%的预期，若电站静态投资为5250元/kW，则在市场收益之外，容量补偿收益即容量电价需达到490元/kW·年。假设只考虑490元/kW·年的固定收益，不考虑60元/kW·年的市场收益，对应的电站资本金内部收益率约为3%。若只考虑按资本金收益率3%核算的容量电价，电站经营期各年偿债备付率基本等于1，可保证电站基本的偿债能力和财务生存能力。
基于以上分析，我们建议广东省抽水蓄能容量电价按资本金内部收益率3%进行核算，这样能促进本省存量抽水蓄能在市场中不断优化竞争策略、增量抽水蓄能进一步优化布局更好发挥功能作用，并使增量抽水蓄能实现基本收益预期、具有偿债能力和财务生存能力。现阶段，我国电力现货市场正逐步完善，但电价信号仍不稳定、不明显；辅助服务市场正在起步，交易规则不完善，交易品种少；容量市场尚未建立。各省的电源结构、电力市场发展情况以及抽水蓄能参与市场的程度差别较大。根据总体判断，抽水蓄能参与市场获得的收益呈稳步上升趋势。各省可根据本省抽水蓄能电站市场收益，制定容量电价并动态调整。
3.容量电价与资本金收益率关系分析
不同投资水平，按不同资本金内部收益率测算的容量电价，成果见表1。可见在5250元/kW静态投资水平下，资本金内部收益率每下降1%，容量电价下降约22元/kW·年，120万kW装机的抽水蓄能电站年容量电费约减少2640万元。5750元/kW、6250元/kW、6750元/kW静态投资水平下，资本金内部收益率每下降1%，容量电价下降约24元/kW·年、25元/kW·年、26元/kW·年。
表1 不同投资水平及收益情况的容量电价
数据来源：作者整理。
（三）容量电价可采用区域标杆容量电价
全国开展前期工作的抽水蓄能电站静态单位千瓦投资空间分布特点明显[5]，例如浙闽一带、湖南湖北等地正在开展前期工作的抽水蓄能静态单位千瓦投资基本在5000～5500元/kW，华北部分省（市）、东北三省大部分在5500～6000元/kW，而西北等区域大部分在6000～6500元/kW。考虑到未来待实施项目的造价水平和分布范围，以500元/kW为间隔，将全国抽水蓄能建设条件分为四类资源区，详见表2。按区域中间静态投资，资本金内部收益率3%，即可测算区域中间静态投资对应的容量电价，见表2。我们建议以区域标杆容量电价代替电站实际投资测算的容量电价，通过这一措施优化了633号文类似“报销制”的容量电价核算方式，消除了投资者“投资越大，电价越高”的错觉，起到控制投资的作用。同时我们建议通过设置高于或低于区域中间静态投资对应容量电价的区域标杆容量引导抽水蓄能进一步优化布局。以陕西和吉林为例，陕北和吉林西部新能源富集，关中和吉林中部是负荷中心，四个区域调节电源的需求大，但四个区域的抽水蓄能站点资源较贫乏、条件较差，可通过设置高于区域中间静态投资对应容量电价的区域标杆容量引导抽水蓄能在这些区域进行布局；同时陕南和吉林东部对于调节电源的需求相对较小，但抽水蓄能站点资源丰富，可通过设置低于区域中间静态投资对应容量电价的区域标杆容量避免抽水蓄能在区域内集中布局。
表2 各（区、市）抽水蓄能中间投资及对应容量电价
数据来源：作者整理。
（四）与煤电容量电价对比分析
2023年，煤电开始实行容量电价，煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定[6]，在煤电转型较慢、机组利用小时数较高的地方安排得低一些，煤电转型较快、机组利用小时数较低的地方安排的适当高一些，现阶段在30%～50%之间，“十五五”期间进一步上升至50%～70%之间。抽水蓄能按资本金内部收益率3%测算容量电价，较固定成本高出较多，成果见表3。之所以产生这样的情况，在于煤电收益长期以发电收益为主，随着煤电在电力系统中定位的转变，未来煤电利用小时数逐步减小，发电收益逐步降低，容量电价从无到有并逐步提高作为补充。抽水蓄能现阶段以容量收益为主，随着电力市场化改革的推进以及新能源的大规模接入，未来发电收益将逐步提升，而容量电价则将呈现逐步下降趋势。
表3 与煤电容量电价对比分析
注：抽水蓄能原容量电价为依据633号文测算的容量电价。
四、结论和建议
1.抽水蓄能电价政策市场化改革既要实现基本收益预期、引导投资满足抽水蓄能建设规模，又要加强竞争引导抽水蓄能建设优化布局、控制投资并在电力系统中充分发挥作用。
2.在抽水蓄能电站可以完全通过市场获得合理收益之前，抽水蓄能电价政策仍要坚持“容量补偿收益+市场收益”的两部制电价模式。
3.按资本金内部收益率6%配套制定电价政策。抽水蓄能是国家积极鼓励和支持的行业，从提高企业投资开发抽水蓄能的积极性和目前的利率水平等方面综合考虑，目前抽水蓄能项目资本金内部收益率按6%为基础，并以此配套制定相应的电价政策，是基本合适的。
4.容量电价可按资本金内部收益率3%核算。结合广东省抽水蓄能电站的市场收益，广东省抽水蓄能容量电价可按资本金内部收益率3%进行核算，容量电价可保证电站基本的偿债能力和财务生存能力。各省可根据本省抽水蓄能电站市场收益，制定容量电价并动态调整。
5.设置区域标杆容量电价。通过这一措施优化了类似“报销制”的容量电价核算方式，消除了投资者“投资越大，电价越高”的错觉，起到控制投资的作用；同时可通过设置高于或低于区域中间静态投资对应容量电价的区域标杆容量，引导抽水蓄能布局在调节电源需求较大但资源较贫乏的区域，或避免在调节电源需求较小的区域集中布局。
6.按照国家定规模、省里定项目的原则，可由本省能源和价格主管部门组织分析并调整如基本收益预期、抽水蓄能电站市场收益、区域标杆容量电价、动态调整周期等关键参数，引导本省抽水蓄能电站合理布局、有序建设、控制投资并充分发挥作用。
参考文献
[1]水电水利规划设计总院,中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会.抽水蓄能产业发展报告2024[M].中国水利水电出版社,2025.
[2]郑静,韩冬,周力.抽水蓄能价格政策完善及市场化发展思考[J].水电与抽水蓄能,2025,11(1):38-43.
[3]崔正辉,韩冬,周力,等.中国抽水蓄能价格机制研究与市场化展望[J].人民长江,2025(3).
[4]李昕瑶,刘纳.抽水蓄能两部制电价市场化方向初步分析[C].抽水蓄能电站工程建设文集,2024.
[5]韩冬,郑静,周力,等.中国抽水蓄能站点资源评价与分布特点[J].人民长江,2025(3).
[6]国家发展改革委.关于建立煤电容量电价机制的通知[EB/OL].发改委官方网站,2023-11-10.
https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202311/t20231110_1361897.html.
特别感谢：广东省能源局赖信华，南方电网调峰调频发电有限公司王斌，水电水利规划设计总院韩冬、郑静、任伟楠，中国电建集团中南院周铁柱、北京院王婷婷、姜淇，西北院程龙等在成文过程中给予的宝贵意见。
