中国储能网讯：《巴黎协定》的签订掀起了全球绿色低碳的转型大潮，随着新能源的快速发展，抽水蓄能因其灵活调节特性成为了保障风电、太阳能等不可控新能源发电的重要手段，抽水蓄能电站的规划建设又一次进入各主要国家决策者视野，开启了新一轮的建设高潮。本栏目分析国内外抽水蓄能电站电价机制及启示，介绍南网、国网抽水蓄能建设目标和建设动态，并对抽水蓄能发展前景进行了展望，可为相关研究和行业概览提供参考。

一

国内外抽水蓄能电站电价机制及启示

>>主要抽水蓄能电站电价机制

全球抽水蓄能电站中约85%的电站采用内部核算制（电网统一经营）或租赁制形式解决投资回报问题，采用内部核算制的主要有法国、日本以及美国的一些州，其没有独立的抽水蓄能电价。租赁制形式是由第三方投资，由电网来租赁，相关费用纳入电网统一核算，再通过销售电价一并疏导。

其余15%的情况是抽蓄电站参与市场竞争，典型代表是英国和美国一些地区，但这些电站通过市场竞争来参与电能量和辅助服务市场获得的收入仅占到收益的20%～30%，其他绝大部分还是通过补偿的方式获取。

1、内部核算制

在电网统一经营核算模式下，抽水蓄能电站的运行成本以及合理回报等一并计入电网公司销售电价中，通过销售电价回收成本。日本电力公司是发、输、配、售一体的体系结构，其拥有大量发电资产，包括抽水蓄能电站。由于已按总资产核定了电力公司总收入，电站作为电力公司内部下属单位，实行的是内部核算模式。法国抽水蓄能电站由法国电力公司统一建设、管理、考核和使用。美国各州电力体制和改革进程不同，在未实行“厂、网分开”的地区，抽水蓄能电站仍由原发、输、配一体化公司统一运营。

2、租赁制

在租赁制付费模式下，抽水蓄能电站由所有权独立的发电公司建造，电网公司为抽水蓄能电站支付租赁费，电网公司获得电站使用权，并在使用期间对电站进行考核奖惩，按期支付租赁费。

日本一些电力公司和政府合资组建国营的发电公司，只负责建设抽水蓄能电站，不负责运行管理，所建电站租赁给当地的电力公司，租赁费是按成本原则，以电站建设费作为基价的固定电费制度。

3、两部制电价

两部制电价由容量电价和电量电价构成，由国家政府价格主管部门核定。两部制电价模式可以明确抽水蓄能电站在电网中的重要作用，计算出抽水蓄能电站在电网中的价值。目前中国浙江天荒坪、湖北天堂、江苏沙河抽水蓄能电站均采用两部制电价。

表 中国抽水蓄能价格政策梳理

4、参与电力市场竞价

在市场成熟期，抽水蓄能电站可参与电能量市场，通过“低买高卖”获得收益，可参与AGC、常规备用的市场竞争，提供响应服务，获得市场效益。另外，可将黑启动、紧急事故备用等服务出售给系统安全管理机构，通过基于成本的费率方式获得费用补偿。全球抽水蓄能电站中约4%处于完全竞争的电力市场中，这些电站主要分布在美国区域输电组织（RTO）和独立系统运营商（ISO）所覆盖区域，以及英国、德国、瑞士等国。

5、固定收入+变动竞价

由于抽水蓄能机组的技术特性和在电网中的特殊作用，英国电力市场中采取了抽水蓄能机组的竞价模式和电价机制，明确抽水蓄能电站收入由两部分组成。固定收入来源于抽水蓄能电站在系统中提供的电网辅助服务的补偿，以及机组参与调峰填谷时保障基荷机组平稳运行、提高基荷机组经济效益得到的补偿。变动竞价收入由抽水蓄能电站参与电力平衡市场交易获得，随着不同时段和报价而变动，由市场需求决定。

表 国内外抽水蓄能电站主要运营模式比较

表 国内外抽水能电站主流电价机制比较

>>对我国抽水蓄能电价机制的启示与建议

全球来看，抽水蓄能电站市场化电量并不高，仅有约4%的抽水蓄能电站进入了自由竞争的电力市场。原因主要有两个方面：一是收益难以确定。抽水蓄能电站提供的紧急事故备用、黑启动等辅助服务对电力系统安全稳定运行作用巨大，但效益难以定量确定，因此也难以确定补偿标准。二是竞争性的电力批发市场将引导市场价格逼近短期边际成本。这对于抽水蓄能电站这种高资本成本、低运营成本（不含抽发损耗）的设施非常不利，仅通过电能量市场难以回收成本。

近几年我国抽水蓄能电站逐渐作为市场主体参与现货电力市场。但现阶段我国电力市场的建设还不够完善，仅有部分试点省份建立了现货市场并启动了连续模拟试运行，电力辅助服务市场仍处于初级发展阶段，产品种类不完善、补偿费用长期偏低等情况客观存在，尚不具备将抽水蓄能电站完全推向市场的条件。

2021年发布的633号文明确抽水蓄能电站执行两部制电价，还提出以竞争性方式形成电量电价，以激励性监管的方式核定容量电价。下一步落实这一政策，还需要在具体实践中进一步细化、在电力体制改革的进程中进一步深化。

二

南方电网、国家电网抽水蓄能建设

在我国努力实现“双碳”目标和构建新型电力系统的大背景下，抽水蓄能加快发展势在必行。作为国内抽水蓄能建设的两大龙头企业，南方电网公司与国家电网公司均提出了抽水蓄能建设的相关目标和规划。

>>南方电网抽水蓄能建设目标和动态

1、建设目标

2021年9月14日，《南方电网公司关于推动绿色低碳发展转型的意见》（以下简称《意见》）印发。《意见》提出，从“十四五”到“十六五”期间，南方电网将持续加大投资力度，加快建设抽水蓄能和新型储能。计划“十四五”、“十五五”和“十六五”期间，分别投产600万、1500万、1500万千瓦抽水蓄能，以及200万、300万、500万千瓦新型储能，满足2030年南方五省区约2.5亿千瓦新能源的接入和消纳。到2035年，将新增抽水蓄能装机3600万千瓦，强力支撑新能源为主体的新型电力系统，助力国家“碳达峰、碳中和”目标的实现。

2、建设动态

南方电网下属调峰调频公司是南方电网抽水蓄能建设的主要负责单位，工程成果覆盖南方五省区。截至2020年底，该公司已建成投运的抽水蓄能电站共5座。南方五省区抽水蓄能装机占比2.1%，高于全国平均水平（全国平均1.42%）。“十三五”期间，南方电网下属抽水蓄能电站累计为系统节约标煤1570万吨。

目前南方电网在建的重大抽蓄项目主要有阳江抽水蓄能电站和梅州抽水蓄能电站。

南方电网广东阳江抽水蓄能电站在2015年10月获广东省发改委核准开工，于同年11月23日正式启动建设，位于阳春市与茂名市电白县交界处的八甲山区，总装机容量240万千瓦，共分两期。一期工程装机容量为120千瓦，总投资76.27亿元，计划于2021年底首台机组投产，2022年3台机组全部投产。电站机组单机容量40万千瓦，是目前国内核准建设的单机容量最大、净水头最高、埋深最大的抽水蓄能电站。

梅州抽水蓄能电站（以下简称“梅蓄电站”）于2015年7月29日获得广东省发改委的同意建设批复，并于同年9月30日全面动工建设，规划装机240万千瓦，总投资120亿元。首期装机120万千瓦，投资约70.5亿元，建设4台30万千瓦的立轴单级混流可逆式机组，预计首台机组将提前至2021年底投产。梅蓄电站是广东省各抽水蓄能电站中水库容量最大的电站。

>>国家电网抽水蓄能建设目标和动态

1、建设目标

2021年3月，国家电网公司发布加快抽水蓄能开发建设重要举措。举措中，国家电网提出将于“十四五”期间在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工2000万千瓦以上装机、1000亿元以上投资规模的抽水蓄能电站的目标。对比“十三五”，国网“十四五”抽蓄投资将同比增加约43%。

国网此次发布的加快抽水蓄能开发建设重要举措共包括六个方面，即：优化布局、加快开发，广泛合作、互利共赢，精心组织、优质建设，科学调度、高效利用，尽责尽职、专业服务，自主创新、联合攻关。

2、建设动态

丰宁抽水蓄能电站（以下简称丰蓄电站）是国家电网在建的代表性抽水蓄能电站项目。

丰蓄电站位于河北省承德市丰宁满族自治县境内，电站的供电范围为京津及冀北电网。电站建成后，将和十三陵等先期建设的抽水蓄能电站及其他调峰电源，共同解决京津及冀北电网调峰能力不足，也包括调节风电负荷等问题。

该电站总装机容量360万千瓦，是世界在建装机容量最大的抽水蓄能电站。电站分两期开发，一期工程装机容量为180万千瓦，投资99.84亿元，年发电量可达到22.368亿千瓦时，税收3.6亿元；二期工程装机容量180万千瓦，安装6台30万千瓦可逆式水轮发电机组，以500千伏电压接入华北电网，工程投资87.5亿元。

三

抽水蓄能发展前景

>>抽水蓄能发展前景概述

国际可再生能源署（IRENA）《电力储存与可再生能源：2030年的成本与市场》提出，到2030年，全球储能装机将在2017年基础上增长42%～68%，抽水蓄能装机增长幅度约为40%～50%。

此外，为实现我国“碳达峰、碳中和”的宏伟目标，国家能源局在《抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035年）》提出，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万kW以上；到2030年，抽水蓄能总投产规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿kW左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。

《巴黎协定》的签订掀起了全球绿色低碳的转型大潮，随着新能源的快速发展，抽水蓄能因其灵活调节特性成为了保障风电、太阳能等不可控新能源发电的重要手段，抽水蓄能电站的规划建设又一次进入各主要国家决策者视野，开启了新一轮的建设高潮。

>>我国抽水蓄能发展存在的主要问题

1、发展规模滞后于电力系统需求

截至2020年底，我国抽水蓄能装机容量占比仅为1.43%，与其他国家相比存在较大差距，日本在役抽水蓄能装机占电源总装机的比重最高，达到8.5%，其次为意大利、西班牙、德国、法国，比重在3.5%～6.6%之间。而抽水蓄能电站建成投产规模小、在电源结构中占比低，将难以满足电力系统安全稳定经济运行和新能源大规模发展需要。

2、资源储备与发展需求不匹配

抽水蓄能电站规模巨大，对自然资源条件要求较高，在地域分布上具有一定的局限性。我国抽水蓄能电站资源储备与大规模发展需求衔接不足，西北、华东、华北等区域抽水蓄能电站需求规模大，但建设条件好、制约因素少的资源储备相对缺乏，形成资源储备与发展需求的不匹配。

3、开发与保护协调有待加强

抽水蓄能电站开发时间较长，且通常建于山区等崇山峻岭位置，存在对生态保护的影响，因而其资源站点规划需要与生态保护红线划定、国土空间规划等方面协调。目前国内相关工作尚不够充分，影响抽水蓄能电站建设进程和综合效益的充分发挥，有待加强。

4、市场化程度不高

国内抽水蓄能电站市场化获取资源不足，非电网企业和社会资本开发抽水蓄能电站积极性不高。同时，抽水蓄能参与市场的方式存在一定不确定性，电量按照市场定价结算却不参与市场交易，仅依靠调度进行管控，为盈利方式带来了不利因素，电价疏导相关配套实施细则还需进一步完善。

5、部分设备国产化尚不充分

作为电力系统稳定器、调节器、平衡器，要求抽水蓄能具备更高的可靠性，在一些关键的核心元器件和工艺材料方面，国产设备仍存在可靠性不足、性能不达标的问题。在国内抽水蓄能迎来新一轮爆发的大背景下，对设备的充分自主可控国产化将成为建设健康行业生态的重要需求。

>>我国抽水蓄能发展思考与方向

1、积极推进在建项目建设，加快新建项目开工建设

在新型电力系统对储能调节的刚需下，应充分利用需求与供给不对等所带来的机会，在确保工程质量和施工安全的条件下，积极推进河北丰宁、山东文登、辽宁清原、广东阳江等在建抽水蓄能电站建设，如期实现投产运行。加快推进已核准抽水蓄能电站的开工建设，加快项目核准建设，积极推动新项目的开工建设。

2、加强项目布局规划和站点储备工作

统筹新能源为主体的新型电力系统安全稳定运行、高比例可再生能源发展、多能互补综合能源基地建设和大规模远距离输电需求，结合站点资源条件，基于各地区本地电力系统需求并统筹考虑省际间、区域内的资源优化配置，合理布局抽水蓄能电站。

同时，根据各地区的实际条件，不断滚动开展抽水蓄能站点资源普查和项目储备工作，综合考虑地形地质等建设条件和环境保护要求，开展规划储备项目调整工作。加强协调，合理合规地推动规划项目布局与生态保护红线协调衔接，为纳入规划重点实施项目、加快项目实施创造条件。

3、加强开展中小型抽水蓄能建设

发挥中小型抽水蓄能站点资源丰富、布局灵活、距离负荷中心近、与分布式新能源紧密结合等优势，在资源较充沛的地区结合当地电力发展和新能源发展需求，因地制宜规划建设中小型抽水蓄能电站。探索与分布式发电等结合的小微型抽水蓄能技术研发和示范建设，简化管理，提高效率。

4、建立行业监测体系

制定抽水蓄能电站综合监测技术导则，研究建立监测指标体系，建立具备实时监测、巡视检查、项目对标、信息共享、监督管理等功能的全国抽水蓄能电站智能综合监测平台。建立监测信息公开机制，定期发布电站运行情况，按年度发布抽水蓄能发展报告。

5、参与市场促进经营合规高效发展

积极试点抽水蓄能以市场独立主体参与电力市场交易的方式，探索电力中长期交易、现货交易、辅助服务市场交易规则和盈利模式。探索抽水蓄能与新能源、核电的合作交易方式，引导营收模式的多元化。探索抽水蓄能规模化发展后对社会整体电价的影响，形成更加充分反映用电成本、供求关系和资源稀缺程度的电价机制。

6、科技创新提速设备自主可控制造

对于市场范围应用广、行业适用性强的技术，依托行业的科技发展逐步在抽水蓄能相关设备上推动试点应用，如电力芯片、核心电力电子器件等产品。对于市场应用较窄、行业适用性窄的技术，与设备厂家联合建立科技攻关项目，进行研制、试点、推广，如适用于大电流频繁开断的发电机出口断路器、励磁系统直流开关等。对于涉及材料基础科学的研发应用，依托科研院所、设备制造企业联合研发，利用抽水蓄能行业的规模化发展效应，推进产学研的合作。

7、开发建设混合式抽水蓄能电站

将常规水电站改建成混合式抽水蓄电站，具有投资小、建设快、水库淹没环境影响小等优点。对我国现有水电站和梯级电站的资源条件进行普查，将具备条件的水电站开发建设成混合式抽水蓄能电站，可迅速扩大国内抽蓄规模，促进行业发展。

8、智能调度确保功能高效智能发挥

建立抽水蓄能与新能源消纳的灵活调用机制，以最大化消纳新能源、确保电网安全、综合成本最优为目标，以数字电网建设为载体，建立智能调度的策略。建立抽水蓄能综合评价机制，解决抽水蓄能功能发挥相互冲突而带来的评价难题，引导调度的合理调用，最大化发挥抽水蓄能能力。适时考虑奖惩机制，对抽水蓄能功能发挥进行考核，推动运营管理水平的整体提升。

9、资产管理提升设备综合利用效能

建立适用于抽水蓄能的资产全生命周期管理体系，以体系标准、业务框架、职能要求为载体形成标准，从规划设计、设备选型、工程建设、维护检修、退役报废全生命周期的各个环节统一业务目标，提升设备的安全可靠性，发挥设备的最大效力和价值，实现在设备风险、成本、效益方面的综合最优。适时推进抽水蓄能设备的状态检修，借鉴以可靠性为中心的管理理念提升设备的可靠性管理，最大化地提升设备的利用效能。推进数字化建设水平，提升资产设备的全时空感知能力，推动管理效率的提升。