摘要：作为当前技术最成熟、容量最大、度电成本最低的规模化储能设施，抽水蓄能电站在构建新型电力系统中扮演着至关重要的“调节器”、“稳定器”和“充电宝”角色。然而，其独特的运行模式（净消耗电能）使其难以在传统的电能量市场中回收全部成本。因此，一套科学合理的容量电价机制成为保障其可持续发展的关键。本文系统梳理了国内外抽水蓄能容量电价机制的现状，深入剖析了现存问题，并在此基础上提出了科学制定该机制的原则、方法与实施路径。

引言

在全球能源转型及构建新型电力系统的大背景下，新能源装机规模迅猛增长。然而，风电、光伏等新能源具有间歇性、波动性特点，给电力系统的安全稳定运行带来巨大挑战。抽水蓄能电站凭借其强大的调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等功能，成为提升电力系统灵活性与稳定性的关键支撑。科学合理的容量电价机制，对于保障抽水蓄能电站的可持续运营、吸引多元投资、促进其在电力系统中充分发挥效能至关重要。

一、抽水蓄能电站容量电价机制现状

抽水蓄能电站的成本回收机制在全球范围内经历了多次演变，目前中国已建立起较为清晰的框架。

（一）国际主流模式

1.租赁制/租赁模式（日、韩等）。电网公司全额投资或租赁抽蓄电站，其成本直接纳入电网输配电价成本，通过销售电价回收。电站作为电网的直属调度单元，不直接参与市场竞争。

2.两部制电价模式（欧美主流）。容量电价用于回收抽蓄电站的固定成本（折旧、利息、部分运维费），为投资者提供稳定的收入预期。通常通过政府核定或竞争性招标确定。电量电价用于补偿其运行时的变动成本（抽水电费、损耗等），并通过参与电能量市场和辅助服务市场获取收益。

3.市场竞价模式：在电力市场高度成熟的国家（如美国PJM），抽蓄电站作为独立主体，通过参与能量、容量、辅助服务等多个市场来回收总成本，其容量价值通过容量市场竞价获得。

（二）国内现行机制：两部制电价

2021年，国家发改委发布《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），确立了我国抽水蓄能电价实行两部制电价政策。

1.容量电价：回收抽蓄电站的固定成本及提供合理收益，是保障其经济性的核心。按照“准许成本加合理收益”的原则核定。即核定电站的经营期（通常40年）年准许收入（包括折旧、运维费及按核定的资本金内部收益率计算的收益），再分摊到其提供的有效容量上。容量电费纳入省级电网输配电成本，并最终通过销售电价向终端用户疏导。

2.电量电价：回收抽发损耗等变动成本。按燃煤发电基准价计算，旨在体现其抽水电能的成本，激励电站高效运行。

此机制极大地提振了投资信心，“十四五”期间核准和建设规模空前，为行业发展奠定了坚实的政策基础。

二、现存问题剖析

尽管现行机制取得了显著成效，但在落地和执行过程中仍暴露出一些深层次问题。

1.成本核定的科学性与公平性挑战。一是“一厂一价”与效率激励不足。当前基于单个电站实际经营期和成本核定的方式，导致每个电站容量电价不同。这种“成本加成”模式弱化了电站降低建设成本、提升运营效率的内在激励。二是历史成本与重置成本差异。对于早期建设的电站，其历史投资成本与当前物价水平下的重置成本存在较大差异，如何公平核定成本存在争议。三是绩效激励与考核机制尚不健全。“躺赢”风险：容量电费的获取与电站的实际运行表现、对系统提供的实际价值关联度不够强。电站只要并网可用，即可获得大部分容量电费，可能导致其缺乏积极参与调峰、调频、备用等服务的动力。考核指标与标准待完善：虽然政策要求加强考核，但在可用率、响应速度、调节速率、启动成功率等关键性能指标（KPI）的考核体系、奖惩力度和标准化方面，仍有待细化和加强。

3.与电力市场体系的协同问题。一是电量电价僵化。电量电价按煤电基准价执行，未能反映真实的市场供需和时空价值，限制了其通过价差套利优化运行的空间。二是辅助服务价值体现不足。抽蓄提供的调频、爬坡、备用等高端服务价值，在当前的辅助服务市场中尚未得到充分体现和补偿，其巨大系统价值未能完全货币化。三是成本疏导压力。容量电费纳入输配电价后，会推高电价水平，在电价敏感时期可能面临较大的社会舆论和监管压力。

三、发展趋势洞察

未来抽水蓄能容量电价机制将朝着更加市场化、竞争性、绩效导向的方向演进。

1.从“成本加成”走向“竞争性招标”。未来新规划站点的容量电价将通过市场竞争方式形成，由政府招标设定技术参数，由报价最低的投资主体中标，从而有效发现真实成本，激励效率提升。

2.从“固定补偿”走向“性能付费”。容量电费的支付将深度捆绑电站的实际运行性能和系统贡献度，建立“按效果付费”的强激励约束机制。

3.从“单一电量”走向“多元价值”。随着电力市场成熟，抽蓄电站的收入来源将更加多元化，其容量电价占比可能逐步下降，更多收入将来自电能量市场的价差套利和辅助服务市场的竞争性报价。

4.与新型储能机制的协同与统筹。政策制定者需统筹考虑抽水蓄能、电化学储能等不同技术路线的容量价值，设计公平竞争的平台，避免政策套利。

四、科学合理制定容量电价机制：原则与路径

基于以上分析，科学合理机制的构建需遵循以下原则与路径。

（一）核心原则

1.激励相容原则。使电站追求自身经济利益的行为与电力系统安全、高效、低碳运行的整体目标保持一致。

2.成本公允原则。补偿的成本应是社会平均水平的有效率成本，而非个别项目的历史成本。

3.性能导向原则。支付必须与KPI严格挂钩，实现“优质优价”。

4.透明可预期原则。规则、参数、流程公开透明，稳定投资者长期预期。

（二）科学制定路径与政策建议

1.优化定价基准：引入“标准成本”或“重置成本”模型。建议逐步从核定“单个项目历史成本”转向采用基于“标准先进成本”或“重置成本”的定价模型。由权威机构制定不同地区、不同规模抽蓄电站的单位千瓦标准成本，作为核定容量电价的基础。此举可解决“一厂一价”问题，并强力激励投资者和建设单位主动优化设计、控制造价。

2.强化绩效联动：建立“基线+浮动”的强力奖惩机制。一是设立性能基线。明确核定可用率、响应时间、启动成功率、能量转换效率等核心KPI的基准值（如可用率要求≥90%）。二是设计浮动系数。将容量电费支付与KPI实际完成值强制联动。设置“奖惩系数”（如0.8-1.2），对性能优异者给予奖励，对不达标者进行扣减，直至罚款。这将彻底打破“大锅饭”局面。

3.推动市场衔接：预留与电力市场改革的接口。一是电量电价市场化。未来应允许抽蓄电站的电量电价（抽水电价和上网电价）由市场形成，通过“低买高卖”获取收益，使其运行决策更加贴合系统实时需求。二是探索容量市场竞争。在条件成熟时，选择新项目试点竞争性招标确定容量电价，或允许抽蓄电站与新型储能、燃气电站等一同参与区域容量市场竞价，通过市场发现其真实的容量价值。

4.完善成本监管与分摊机制。一是加强成本监审。对进入定价成本的折旧、运维费等各项费用进行严格、透明的监管，剔除不合理成本。创新监管模式，构建区域联合成本监审模式，将地理位置相近、建设运营条件相似的抽水蓄能电站划分为若干区域，由区域内相关部门联合开展成本监审，共享数据与经验，提高监审效率。制定标准化成本监审指标体系，明确各项成本核算标准与范围，减少主观判断差异，降低核价复杂性与不确定性。引入第三方专业评估机构参与成本监审，借助其专业技术与经验，提高监审结果的公正性与权威性。二是探索精细化分摊。在将容量电费纳入输配电价的同时，可研究将其部分成本向受益最大的电源侧（如波动性新能源）进行适度分摊的可行性，体现“谁受益，谁承担”的公平原则。 

结 论

我国抽水蓄能容量电价机制已成功地从“无”到“有”，解决了产业发展的生存问题。下一阶段的改革重点是从“有”到“优”，核心是引入竞争、强化绩效、衔接市场。通过建立一套基于标准成本、严格绩效考核、并面向未来电力市场设计的科学容量电价机制，不仅能保障抽水蓄能产业自身的健康可持续发展，更能最大化地激发其作为“超级绿色充电宝”的系统价值，为新型电力系统的构建提供坚实可靠的灵活调节能力。