在我国推进“双碳”目标的背景下，抽水蓄能技术发挥着不可替代的系统支撑作用：一方面，其显著提升了电力系统对风电、光伏等间歇性可再生能源的消纳能力;另一方面，作为传统火电调峰的高效替代方案，其运行过程几乎不产生直接碳排放，可大幅降低对化石能源的依赖，为构建新型电力系统提供重要的灵活调节能力。

　　当前，抽水蓄能技术因其技术成熟度高、运行安全可靠、响应迅速、储能容量大(单站规模可达百万千瓦级)、使用寿命长(设计寿命普遍超80年)及环境友好等突出优势，被公认为唯一兼具规模效益与经济可行性的储能解决方案。依据国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划(2021～2035年)》，2030年，我国抽水蓄能装机容量预计达1.2亿千瓦。这一战略布局将有力支撑碳达峰目标的实现，并在保障能源安全与促进能源绿色低碳转型中发挥协同增效的作用。

　　基于上述背景，笔者通过系统考察国内外抽水蓄能电价形成机制，重点探讨我国现行政策及未来可能的演化路径。最后，结合华电福建公司“常规+混合+海上”全抽蓄业务模式的典型案例，提出适应新的电力市场环境的电价政策机制与运营管理优化建议，旨在为行业政策制定与企业实践提供有益参考。

　　国际抽蓄经验及对我国的启示

　　截至2023年底，全球抽水蓄能装机规模中，中国以5094万千瓦稳居世界首位，日本(2747万千瓦)和美国(2217万千瓦)分列第二、三位。然而，欧美日等传统抽水蓄能强国的电站大多建于20世纪电气化快速发展时期，超过80%的机组已投运30年以上。这一历史背景与我国当前大规模风电、光伏并网及新型电力系统转型的需求形成鲜明对比，导致各国在抽蓄电站功能定位、运营模式乃至电价机制方面存在显著差异。

　　现阶段，日本抽水蓄能电站主要采用租赁制(电源开发商参与)和内部核算制(电力公司主导);美国则以电网统一运营模式为主(抽蓄电站约占70%)，辅以租赁运营和少量独立运营，直接参与电力市场的比例较低;英国抽水蓄能电站虽然总体规模有限，但其高度市场化的发电侧环境使其能够作为独立成员参与市场，其收入明确区分为年度交易的固定收入与竞价交易的变动收入两部分，构成典型的两部制电价模式(见表)。

　　我国抽蓄项目电价政策历程

　　为适应不同发展阶段的需求并配合电力体制改革进程，我国持续探索适合国情的抽水蓄能电站投资体制、经营模式和电价机制。纵观发展历程，我国抽水蓄能电站价格政策的演变可划分为三个具有明显特征的阶段。

　　第一阶段(2014年以前)，以电网企业主导为主要特征。国家发改委发布的《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》(发改能源〔2004〕71号)，明确抽蓄电站原则上由电网经营企业进行建设和管理，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定，实质上通过电网购销价差进行疏导。在此阶段，投资主体主要为电网企业，运营模式采用电网统一运营或租赁运营，价格机制以电网内部核算电价或容量制电价为主，先后核定了桐柏、泰安、宜兴、琅琊山等抽水蓄能电站的租赁费用(2008年租赁费用统一改为容量电费)。

　　第二阶段(2014～2021年)，是电价机制转型的探索期。国家发改委发布的《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》(发改能源〔2014〕1763号)，初步明确了两部制电价机制，将容量电费和抽发损耗纳入当地电网运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。然而，2019年国家发改委、国家能源局印发的《输配电定价成本监审办法》明确规定抽蓄电站成本费用与电网输配电业务无关,不得计入输配电定价成本, 导致成本分摊疏导实质“落空”。这一政策冲突造成了两部制电价政策落地性不足, 在该阶段出现电网内部结算、单一电量电价、容量电价、两部制电价多种电价机制并存的局面，抽蓄的成本回收、合理收益得不到有效保障，制约了抽水蓄能行业的健康发展。

　　第三阶段(2021年至今)，我国抽水蓄能电价机制进入成熟期。国家发改委发布的《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) ，要求坚持以两部制电价政策为主体，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入省级电网输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，明确了容量电费反映系统调节价值、电量电费体现市场价差收益的基本原则。该意见在承接过往对抽蓄发展相关政策的基础上,进一步完善了抽蓄价格形成机制，解决了长久以来影响抽蓄行业发展的容量电费疏导问题。国家发改委发布的《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》(发改价格〔2023〕526号)，明确容量费用通过工商业用户用电价格中的系统运行费用进行疏导。国家发改委《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》(发改价格〔2023〕533号)依据633号文的核定办法，核定了在运及2025年底前拟投运的48座电站容量电价，标志着两部制电价的落地。

　　抽蓄项目现行电价机制及未来完善方向探讨

　　当前，我国抽水蓄能价格机制改革已取得阶段性成果，633号文确立的两部制电价机制通过设定固定收益率(6.5%资本金收益率，40年经营期)的容量电价，有效稳定了行业投资预期，促进了抽水蓄能产业的发展。然而，随着政策实施的深入，该机制在实践过程中逐渐显现出若干亟待解决的问题，主要体现在行业发展质量、监管效能和成本传导三个方面。

　　在行业发展效率方面，现行的固定收益率保障机制虽然刺激了投资热情(2023年新核准项目达47个、总装机6890万千瓦，规模超过前十年总和)，但同时也带来了效率隐忧。一方面，部分区域已出现调节容量结构性过剩的迹象;另一方面，固定收益率保障机制弱化了市场竞争力，导致投资主体在技术创新、成本控制和运营效率提升方面动力不足。

　　在监管效能方面，随着产业规模快速扩张，预计未来三个监管周期内投产的抽蓄电站将达百座量级。现行的“一站一核”成本监审模式不仅带来巨大的行政成本，其监管效率也难以适应抽蓄电站规模化发展需求。

　　在成本传导压力方面，当前，容量电费的大规模传导对终端电价造成明显负担，对高耗能企业的边际成本影响尤为突出。533号文核定的48座抽水蓄能电站形成容量电费274.6亿元/年，根据2023年全国工商业用电量77439亿千瓦时测算，影响单位度电成本3.54厘/千瓦;其中福建4座抽水蓄能电站形成容量电费26.6亿元/年;根据2023年福建工商业用电量2458亿千瓦时测算，影响单位度电成本1.08分/千瓦。

　　需要辩证看待的是，抽水蓄能作为支撑新能源大规模发展的关键调节资源，其带来的系统价值不容忽视。新能源成本持续下降产生的电价空间，可以在一定程度上对冲抽蓄容量电费产生的系统费用。这一发现也为完善我国抽水蓄能电价机制提供了政策启示，应当建立更加灵活的成本分摊机制，充分考量抽蓄建设与新能源及其他电源品种的协同效应，实现电力系统整体成本的优化配置。

　　随着电力市场化改革的深入推进和新型电力系统建设的发展，我国抽水蓄能电价机制还将进一步完善，以实现优化区域布局、引导理性投资和完善市场衔接的目的。对于已纳入533号文核定范围的48座存量电站，为保障政策连续性和市场稳定性，预计将继续沿用633号文确立的容量电价核定框架，但随省级电网输配电价监管周期同步动态调整，对标行业先进水平，合理确定核价参数，以确保价格信号能够及时反映成本先进水平和市场实际情况。

　　对于增量电站的电价机制设计，预计将在现行两部制电价政策基础上进一步完善创新。在容量电价方面，基于国际经验比较和国内实践探索，未来抽蓄电站可能存在四种价格模式：

　　一是标杆电价模式。以行政区域为单位，综合考虑范围内各电站容量费用，取中位值、平均值或其他某一特定值作为标杆容量电价。目前，已有研究提出基于“资源区”的标杆电价测算方法，对同一山脉区域内抽蓄电站的地质条件、资源禀赋、建设成本进行聚类分析;再通过地理山川分布映射行政区分区，遵循“同山同价、就近就低、集中连片、区域统筹”的原则，形成行政区域资源分区，以各资源区内中位数静态单位千瓦投资对应的容量电价作为区域标杆价。

　　二是市场化招标模式。每年由电网企业在政府指导下发布容量需求，各抽蓄电站投资经营主体进行竞争性报价。该机制类似于新能源上网电价市场化改革中提出的机制电价竞价方式。短期内，招标形成的容量电价可能存在下行趋势。

　　三是容量成本补偿或容量市场模式。在已建立容量市场的地区，可直接参与容量市场竞争;在尚未建立容量市场的地区，执行统一的固定容量电价，类似于现行的煤电容量电价机制。

　　四是联合运营模式。抽蓄电站与新能源、核电等其他电源主体建立长期容量协作关系，通过签订长期容量购买或租赁协议，由特定电源方支付容量费用，从而获得对抽蓄电站调节能力的优先使用权。

　　以上四种模式并非相互排斥，而是可以根据市场成熟度和发展需求进行阶段性应用乃至组合应用。

　　在电量电价方面，市场参与机制将进一步完善，通过深化电能量现货市场和辅助服务市场建设，为抽蓄电站创造“低储高发”的价格套利空间和系统服务价值实现渠道。同时，预计将优化市场化收益分配机制，逐步提高现行20%的市场化收益留存比例。这种渐进式改革路径既能够考虑当前电力市场发展阶段的特征，又为未来政策调整预留充分的空间，有助于推动抽蓄产业实现从政策驱动向市场驱动的平稳转型，为新型电力系统建设提供更加灵活、高效的调节资源。

　　未来工作建议

　　华电福建公司在抽水蓄能领域已形成具有示范意义的“常规+混合+海上”全业务模式布局。其中，周宁抽水蓄能项目作为华电集团及五大发电集团首个抽水蓄能项目，具有重要的战略开拓意义;古田溪混合式抽水蓄能项目作为福建省首个混合式抽蓄示范工程，引领了存量水电改造升级的新模式;浮鹰岛海水抽水蓄能项目作为全国唯一的海洋环境抽蓄示范工程，开辟海洋能源利用新路径。这一多元化业务布局为行业研究不同类型抽蓄项目的发展策略提供了典型案例和可借鉴经验。

　　在电价政策应对层面，需要进行差异化的分类施策。对于已纳入533号文核价范围的抽蓄电站，应密切跟踪省级电网输配电价成本监审动态，确保在下一监管周期获得与投资水平相匹配的合理容量电价;持续跟踪其未来电价政策导向，积极争取合理的个性化政策支持。

　　目前，混合式抽蓄项目普遍面临规模经济性不足的挑战，有较多30万千瓦以下的中小型工程，受规模效益制约，静态单位千瓦投资普遍偏高。但此类项目对盘活我国存量水电资源、推动中小型抽蓄电站因地制宜开发具有重要战略价值。建议考虑引入装机规模调整系数，即在标杆电价或基准电价基础上，根据实际装机容量折算调整系数，科学反映不同规模项目的单位成本特性。

　　海水抽蓄项目则面临更高的技术成本。其示范意义不仅在于填补技术空白，更可通过耦合海岛间歇性可再生能源，探索可靠的海岛发电系统模式，为缓解海岛缺电困境、支撑海洋经济及国防建设提供关键基础设施。建议考虑参照633号文的容量电价核定方法进行专项核价，在运营初期给予个性化的容量电费收入支持，化解特殊示范工程的高风险属性。

　　在运营管理优化层面，应重点培育两大核心竞争能力：其一是全生命周期成本管控能力。通过优化设计标准、创新施工工艺、强化供应链管理等措施，在确保工程质量和安全性能的前提下，系统性降低建设和运维成本。其内在逻辑在于，无论未来可能实施区域标杆电价机制，抑或推行全国统一的固定容量电价机制，具备更低单位成本的项目都将在既定电价标准下获得更显著的超额收益;同时在参与容量招标、容量市场竞争的模式下，占据更强的成本竞争优势。其二是市场化运营能力。随着电力市场化改革的深入推进，抽蓄项目收益结构将逐步从高比例容量电费转向多元化收益，市场化收益自主支配比例也将逐步提升。

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2025年7期，作者单位：中国华电集团有限公司福建分公司