随着“双碳”目标的实施，我国能源绿色发展势在必行，新型能源体系加快构建，风、光等新能源大规模高比例发展，发展速度远超预期，新型电力系统对调节电源的需求更加迫切。抽水蓄能作为当前及未来一段时间内满足电力系统调节需求的重要方式，具有较大的市场发展空间，大规模发展势在必行。近年来，我国抽水蓄能相关配套政策陆续出台，行业实现跨越式发展，但在电费分摊及参与市场交易等方面仍存在一些亟待解决的问题，有必要对抽水蓄能运营模式、成本管控及相关体制机制等进行深入研究，助力抽水蓄能更加科学健康发展，更好地服务于新型电力系统建设。
（来源：中国电力企业管理 作者：王超 等）
我国抽水蓄能发展概况
我国抽水蓄能电站开发建设始于20世纪60年代后期，1980年以来，随着改革开放政策的实施，经济社会快速发展，电网规模不断扩大，我国抽水蓄能进入相对快速发展期。我国油气资源相对匮乏，目前燃气电站装机占比仅4.5%，抽水蓄能装机占比仅1.8%，较发达国家仍有较大差距。为适应新型电力系统建设需要，抽水蓄能还有较大市场需求和发展空间。
在国家发展改革委、国家能源局统筹下，2021年陆续出台了《抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035年）》和《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）等文件，大大提高了各类主体投资抽水蓄能的积极性，激发了市场活力，极大促进了我国抽水蓄能行业实现跨越式发展。据公开资料统计，“十四五”以来，我国共核准抽水蓄能装机超1.4亿千瓦；截至2023年12月，全国抽水蓄能已建、在建及核准装机约2.3亿千瓦，其中在运装机约0.5亿千瓦，核准、在建装机约1.8亿千瓦，预计2030年投产规模将远超规划投产规模。总体来看，抽水蓄能开发建设进程明显加快。
抽水蓄能主要运营模式
和电价机制
相关统计显示，国外约85%的抽水蓄能电站采用电网统一经营或租赁经营方式，如法国电力公司经营本国抽水蓄能电站，采用电网统一经营模式；日本电力公司经营本国大部分抽水蓄能电站，采用电网统一经营模式；日本电源开发公司拥有抽水蓄能电站则主要采用租赁运营模式交由电力公司调度运行等。剩余约15%的抽水蓄能电站采用独立运营方式，主要通过参与电力市场竞争获取收益，如英国、美国加州等电力市场较为完善的国家和地区。国外抽水蓄能电站主要运营模式、电价机制比较分别见表1和表2。
随着我国电力体制改革的深入，我国一直在探索适合抽水蓄能发展的建设运行管理模式。目前，我国抽水蓄能建设体制主要有电网独资，电网控股、其他企业参股和非电网企业投资；运行管理模式主要有电网统一运营模式和独立运营模式；效益回收机制主要是两部制电价机制。总体来看，我国当前抽水蓄能运营模式与电价机制较好促进了抽水蓄能电站开发和建设，但随着投资开发主体多元化、抽水蓄能功能定位转变，也面临一些亟需解决的问题，比如抽水蓄能服务多个省级电网以及服务特定电源电费分摊方式、电站价格疏导与经济承受能力、电价机制延续性等。
关于抽水蓄能经济性分析与思考
我国抽水蓄能价格政策分析
伴随着抽水蓄能投资、建设、运营模式的转变，我国抽水蓄能电价机制相关政策不断完善。2021年4月，发改价格〔2021〕633号文应运出台，指出现阶段抽水蓄能要坚持以两部制电价为主体，进一步加强抽水蓄能价格机制与电力市场机制的衔接，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，缓解了原有价格机制与电力市场建设缺乏有效衔接的突出矛盾。
2023年5月，《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）印发，核定了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价（见图1），标志着633号文精神和要求的全面落地，同时，抽水蓄能容量电费纳入系统运行费在工商业用户用电价格中疏导。48座电站中，35座为国网公司投资，6座为南网公司投资，7座为非电网企业投资；70%的装机容量集中在华东、华北和南方区域，主要服务长三角、京津冀和珠三角三大经济圈；新建电站容量电价普遍高于同等规模已投运电站。根据各电站核价水平和“十五五”期间拟投产情况，预测“十五五”末全国抽水蓄能总容量电费将推高系统运行费平均约0.01元/千瓦时，其中青海、甘肃、湖北、河北、重庆等省市将超过0.02元/千瓦时。
抽水蓄能电站造价水平分析
2022年，共核准抽水蓄能电站48座，各电站所处区域分布数量及平均单位造价情况（见图2）为：华北区域7个，单位造价为5460元/千瓦；华东区域8个，单位造价为5275元/千瓦；华中区域18个，单位造价为5385元/千瓦；西北区域7个，单位造价为5774元/千瓦；南方区域5个，单位造价为5459元/千瓦；西南区域3个，单位造价为6032元千瓦；东北区域无核准项目。
对比各区域抽水蓄能电站造价水平，不同规模和不同区域造价水平存在较大差异。对于同一区域的项目，规模越大，单位千瓦投资越低；对于同一规模的项目，呈现“西高东低”的特点，华东区域单位千瓦投资最低，西北、西南区域最高（西南地区样本较少）。除物价因素外，“十四五”期间项目资源禀赋总体不及“十三五”期间项目，西北区域项目普遍地质条件较差、水资源稀缺，需要设置补水工程并承担水权费用，导致整体投资较高。
关于保障抽水蓄能经济性的建议
高度重视抽水蓄能项目必要性论证，保障作用充分发挥
抽水蓄能本质上是新型电力系统的基本组成部分，目的是为电力系统及新能源大规模发展服务，需充分分析电力系统电力调峰需求及网架结构，尤其是新能源发展及出力特性，统筹各类调节资源，综合考虑电力保供、新能源合理利用率、电价承受力等因素，从电力系统确有需求、整体经济性最优角度出发，论证抽水蓄能合理需求及合理布局。“十四五”以来，部分区域抽水蓄能项目布局及开发时序相对集中，电力接入与消纳不够明确，可能导致抽水蓄能建成后不能充分发挥应有作用。
为促进抽水蓄能行业高质量发展，国家发展改革委、国家能源局先后多次召开抽水蓄能开发建设座谈会，并陆续印发关于抽水蓄能规划建设系列政策文件，组织电网公司、权威咨询机构深入开展全国抽水蓄能新一轮需求论证与布局优化，总体来看为纳入全国需求总盘子项目作用的充分发挥提供了基本保障，为项目建成后价值体现和效益回收奠定了坚实基础。
各方需更加准确地认识抽水蓄能功能和定位，始终坚持以电网需求为导向，科学规划、合理布局、有序建设。一是深入贯彻落实国家规划统筹安排，积极主动服务国家战略，科学有序推进抽水蓄能项目规划建设，同时考虑到供需形势及电源结构动态变化、科技进步发展等因素，各地可综合研究提出纳规动态调整建议。二是加强网源协调，优化电网规划与抽水蓄能规划衔接机制，充分考虑抽水蓄能项目电网接入与消纳，确保项目建成投产后“送得出”“用得上”，保障项目作用充分发挥。三是严格项目建设必要性论证，各方需在国家规划总体安排基础上，充分研究项目建设对系统安全、电力调峰需求、新能源消纳及系统经济性等方面的作用，优中选优推进项目开发建设。
进一步完善抽水蓄能价格分摊机制，保障合理效益回收
国家明确抽水蓄能两部制电价机制，极大促进了抽水蓄能行业跨越式发展，在投资建设热情高涨的形势下，未来抽水蓄能容量电费分摊疏导压力较大，叠加煤电容量电费分摊，可能会造成系统运行费和工商业用户终端电价较大幅度上涨，因此应进一步完善抽水蓄能容量电费多元化疏导机制。
针对服务多个省级电网的抽水蓄能项目，如何确定服务省份、容量电费分摊及回收路径有待进一步明确。以华东区域为例，各省市均规划布局了大量新型储能，抽水蓄能需求空间缩水较多，部分省份面临抽水蓄能开发规模超出本省需求，需外送邻省市竞争消纳的问题。但各项目前期论证及核准时均未能完全明确服务对象、分摊方式等，部分项目投产后极大可能面临消纳困难局面。
针对服务新能源、核电等特定电源的抽水蓄能项目，现行政策指出特定电源应分摊的容量电费由相关受益主体承担，但并未明确如何分摊和回收。我国新能源大基地与负荷中心呈逆向分布，高电压等级超远距离送电需求多，电网潮流波动复杂，源网荷储协调难度大，需加强大基地配套抽水蓄能建设。目前西北区域布局了大量抽水蓄能电站，普遍面临项目造价成本高、本地电价承受能力有限的问题，抽水蓄能服务新能源大基地部分容量需通过提升新能源消纳能力带来增量收益弥补其合理回报，但现有机制未明确如何从特定电源获取收益以及在特定电源和电力系统之间的分摊机制，且现有电力市场环境下，抽水蓄能与新能源大基地联合参与电力市场收益不高，面临较大的市场价格波动，抽水蓄能合理收益难以得到充分保障。
为保障抽水蓄能合理效益回收，需结合各区域项目特点进一步完善抽水蓄能价格机制。一是建立健全抽水蓄能分摊机制，明确服务区域电网容量分摊比例和电价回收方式。二是研究服务新能源基地以及特定电源的抽水蓄能项目电价机制。三是加强新型电力系统建设背景下区域电网互联互济，促进抽水蓄能在更大范围内的资源配置和作用发挥。
加强抽水蓄能项目成本管控，降低全社会用电成本
抽水蓄能“一站一价”的容量电价政策保障了电站的合理收益，但相关费用纳入系统运行费在销售电价中进行疏导，若项目布局过多或工程投资不合理将会直接增加全社会用电成本，导致电价提高，进而对经济社会发展产生影响。因此，加强抽水蓄能成本管控有利于降低全社会终端用电成本，有效激发经济发展活力，助力提升我国国际市场竞争力，同时也有利于增强抽水蓄能开发企业市场竞争力。
抽水蓄能开发企业作为项目成本管控的责任主体，一是要强化前期论证，在充分论证项目建设必要性基础上，系统评估站点地形地质、水文、库能、接入等条件，全面摸排站点环境制约性因素，避免工程实施阶段出现颠覆性问题。二是优化设计管理，高度重视前期工作周期短、勘察设计工作深度不足的问题，要保证合理勘察设计周期，积极推行标准化设计、限额设计、优化设计等考核约束机制，从源头上控制工程投资。三是加强建设管理，依托信息化系统实现精细化成本管控，在保证工程质量和安全的前提下，通过优化工期、提高施工管理水平和优选承包商、供货商等方式，降低工程投资。四是统筹融资管理，通过优化财务结构、提高投资计划准确性、降低融资利率等方式降低融资成本。
建立与抽水蓄能功能定位相适应的效益回收机制，保障抽水蓄能行业可持续发展
结合抽水蓄能功能定位和效益发挥，其主要运营收入可通过电量电价、容量电价和参与辅助服务市场获取收益。围绕抽水蓄能运营收入的主要渠道，一是加强顶层设计，统筹各类调节资源，充分认识抽水蓄能的功能作用以及较其他储能形式的优势，持续完善抽水蓄能效益回收机制，保障不同功能定位抽水蓄能电站的合理收益；二是稳步推进抽水蓄能参与电力市场，现阶段宜维持现有电价政策保障抽水蓄能健康发展和作用充分发挥，随着电力市场逐步完善、在各类电源实现充分竞争、且建立了相适应的效益回收机制的情形下，再考虑将抽水蓄能逐步推向市场；三是结合我国电力市场建设进程，未来条件成熟时可采用“中长期+现货电能量市场+容量市场+辅助服务市场”方式，充分体现抽水蓄能功能定位和作用稀缺价值；四是探索“抽蓄+”发展新模式，不断拓展抽水蓄能应用场景，对与水利等综合利用结合建设的项目，着力研究投资分摊、运营成本分摊、运行调度协同等问题，保障项目投资收益。
